capítulo 2 instalaciones de superficie

Escuela de Petróleo – Módulo O.T.A. (Obtención y Tratamiento de Agua)

Hoja 1

Realizado por MARTIN A. PEJCICH – JUAN FACUNDO NIZIEWIZ

INSTALACIONES DE SUPERFICIE

INTRODUCCION

En el mundo, el petróleo y el gas o derivados, en estado gaseoso o líquido, contribuyen con el 60% de la

energía utilizada en transporte, industrias, comercios o residencial, un porcentaje que en Estados Unidos

de América alcanza al 62% (en 1998) y en Argentina llega al 88%.

Las compañías petroleras producen tanto petróleo como gas, dado que los yacimientos pueden ser

predominantemente productores de uno u otro hidrocarburo, aunque ambos surgen en general

conjuntamente.

La Argentina es hoy, juntamente con EEUU, Gran Bretaña, Canadá y Australia, uno de los cinco países

en el mundo que tienen una industria petrolera y gasífera totalmente privada y abierta al juego de los

mercados, donde tanto los locales como los extranjeros pueden competir en igualdad de condiciones.

Hoy en la Argentina existen 37 operadores de producción y 80 concesiones de exploración. El transporte

de petróleo desde los yacimientos hasta las refinerías se realiza por medio barco desde Tierra del

Fuego, Golfo San Jorge y Bahía Blanca, o por oleoductos: Bahía Blanca – Buenos Aires, Neuquén –

Bahía Blanca y Neuquén – Mendoza.

Para que exista un yacimiento de petróleo o gas deben existir las siguientes condiciones y factores:

cuenca, roca generadora, migración, reservorio, sello y trampa. Una breve descripción de estos

elementos comprende:

1. La existencia de una cuenca sedimentaria es quizá la primera condición que debe cumplirse para la

existencia de un yacimiento de hidrocarburos. Una cuenca sedimentaria es una cubeta rellena de

sedimentos, únicas rocas donde se pueden generar los hidrocarburos y donde en general se

acumulan (hay excepciones de rocas graníticas).

El tamaño de estas cubetas puede variar de decenas de miles de Km2

, mientras que el espesor es

en general de miles de metros (hasta 6000 ó 7000). Estas cubetas sedimentarias se encuentran

rodeadas por zonas llamadas de basamento, es decir formadas por rocas viejas y duras donde no se

depositaron sedimentos. Ejemplos de cuencas en Argentina son las del Golfo San Jorge, la

Neuquina, la Cuyana, la del Noroeste y la Austral.


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2. La teoría del origen orgánico del petróleo y del gas, es actualmente la más avalada. Según ella,

durante millones de años las sustancias orgánicas provenientes de restos de animales y vegetales

tales como plancton, algas, corales y aún algunos tipos de ostras y peces, fueron quedando

incorporados al fango del fondo de los mares y lagos donde esos organismos vivían. Normalmente a

esa profundidad no hay oxígeno, por lo cual la materia orgánica se preserva. Estos sedimentos del

fondo, en general arcillosos, constituyeron lo que luego sería la roca generadora de petróleo. Esta

roca es a su vez posteriormente cubierta por otros sedimentos, y así va quedando enterrada a

profundidad cada vez mayor, sometida a presiones y temperaturas más altas de las que había

cuando se depositó. La generación de petróleo se produce como en una cocina. Cuando la roca

generadora se calienta, la materia orgánica se va transformando y descomponiendo hasta llegar a

los compuestos orgánicos más simples, que son los hidrocarburos. Para que todo este proceso

tenga lugar es necesario que transcurra mucho tiempo (millones de años). Por eso se dice que el

petróleo es un recurso no renovable, pues el tiempo que tarda en formarse es enorme comparado

con la duración de la civilización humana. Al estar en profundidad, la roca generadora está sometida

a presión, lo que hace que poco a poco el petróleo o gas generado vayan siendo expulsados de la

roca (del mismo modo que al apretar un trapo húmedo). Ese petróleo comienza a moverse a través

de pequeñas fisuras o por el espacio que hay entre los granos de arena de las rocas vecinas,

empujando parte del agua que suele estar ocupando esos espacios. Como el petróleo y el gas son

más livianos que el agua, en general se mueven hacia arriba, desplazando al agua hacia abajo. El

proceso durante el cual el petróleo y el gas pueden llegar a viajar grandes distancias (hasta cientos

de kilómetros) se llama “migración”.De este modo el petróleo llega a veces a la superficie de la tierra,

formando manantiales como los que se pueden ver en el sur de la provincia de Mendoza, y también

en Neuquén, Salta y Jujuy. La mayoría de las veces los hidrocarburos no pueden alcanzar la

superficie pues se encuentran con una barrera que les impide avanzar. De este modo empiezan a

acumularse en un lugar bajo el suelo, dando origen a un yacimiento. La barrera que impide que el

hidrocarburo siga subiendo es, por lo general, un manto de roca impermeable al que se denomina

sello. El sello está compuesto, por lo general de arcillas, pero también pueden ser rocas

impermeables de otra naturaleza, tales como mantos de sal, yeso, o incluso rocas volcánicas.


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3. No es cierta la idea generalizada que el petróleo se encuentra bajo la tierra en grandes “cavernas” o

“bolsones”. En realidad el petróleo se encuentra “embebido” en cierto tipo de rocas, a las que se

denomina reservorios. Un reservorio es una roca que tiene espacios vacíos dentro de sí,

denominados poros, que son capaces de contener petróleo o gas del mismo modo que una esponja

contiene agua. La capacidad de los poros son los espacios que hay entre los granos. La capacidad

de los poros de contener distintos tipos de fluidos puede observarse en cualquier playa, donde es

fácil distinguir entre la arena “seca” y la arena “mojada”. Esta última tiene sus poros llenos

(saturados) de agua, mientras que en la arena “seca” están llenos de aire. En un yacimiento, los

poros del reservorio están saturados con petróleo o gas.

4. Para que se forme un yacimiento hace falta algo que permita que el petróleo se concentre en un

lugar, evitando el “derrame” hacia los costados. Este elemento se llama trampa. Las trampas pueden

estar dadas por rocas impermeables ubicadas a los lados del reservorio; un ejemplo de esto es un

cuerpo de arena (reservorio) totalmente rodeado de arcilla (sello y trampa): es llamada trampa

estratigráfica. La trampa también puede ser producto de una deformación de las rocas: es posible

que se forme un pliegue de modo tal que hacia todos los costados tanto el reservorio como el sello

vayan bajando (formando una taza invertida), lo que evita que el petróleo migre hacia los lados. Esto

es lo que se denomina trampa estructural.

En estos cuatro puntos se ha realizado una descripción de las condiciones necesarias para la existencia

de un yacimiento de petróleo o gas.


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Una vez que el yacimiento es puesto en marcha, el petróleo, junto con el gas y el agua asociados, son

conducidos desde cada uno de los pozos por cañerías enterradas de acero o PVC reforzado (PRFV o

ERFV) con fibra de vidrio hasta baterías o estaciones colectoras.

Estas estaciones colectoras o baterías de tanques, reciben la producción de un número determinado de

pozos del yacimiento, generalmente entre 10 y 30. Allí se cumplen funciones de separación de los

diferentes fluidos, la medición diaria del volumen producido total y en los casos necesarios, de cada pozo

en particular.

Estas estaciones colectoras o baterías de tanques, reciben la producción de un número determinado de

pozos del yacimiento, generalmente entre 10 y 30. Allí se cumplen funciones de separación de los

diferentes fluidos, la medición diaria del volumen producido total y en los casos necesarios, de cada pozo

en particular. También se puede, en el caso de petróleos viscosos, efectuar su calentamiento para

facilitar su bombeo a las plantas de tratamiento.

Las plantas de tratamiento de petróleo son el paso previo antes que el petróleo sea enviado a las

refinerías. En estas plantas se acondiciona el petróleo para sacarle el agua, sedimentos y sales, en

cantidades tal que pueda ser aceptado por las refinerías. Se utilizan en el tratamiento del petróleo

medios físicos y químicos en equipamientos como desaladores, separadores de gas / petróleo,

calentadores, tanques de lavado, etc. Se utilizan gran cantidad de bombas centrífugas y de pistón para

mover los fluidos de un equipamiento a otro.

El agua salada (proveniente de la formación productiva) es acondicionada (eliminación de sólidos,

petróleo, agregado de bactericida, etc.) para ser utilizada en recuperación secundaria de petróleo o

inyectada en pozos sumideros, para evitar la acumulación de la misma en superficie.

La recuperación secundaria es un proceso utilizado para mejorar los valores de recuperación de

petróleo, al mantener la presión de la formación productiva o desplazar volúmenes adicionales de

petróleo, mediante la inyección de agua en pozos inyectores, especialmente equipados para esta

función. Con este proceso, se asiste o ayuda, a la producción primaria, que es la que utiliza la energía

original de la formación productiva para llevar el petróleo a superficie.

METODOS DE SEPARACION DE FASES EN ESTACIONES CONVENCIONALES

El crudo que viene de los pozos de petróleo, y llega a la estación a través del manifold (colector) de

entrada, está generalmente compuesto por tres fases:

• Una emulsión de petróleo y agua • Agua libre • Gas En algunos casos, toda la producción de los pozos que arriban al manifold, se envía a un Separador

General, donde se separan gas y líquido. El gas se envía a un sistema de deshidratación y

endulzamiento si es necesario, para luego ser inyectado a la red de gasoducto, o ser utilizado en la


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misma estación como gas de servicio. El líquido (agua-petróleo) se almacena en tanques, y luego se

inyecta en oleoductos mediante bombas y calentamiento.

En las estaciones puede llevarse a cabo una primera separación agua - petróleo, en donde los líquidos

provenientes del Separador General, se envían al Tanque Cortador. En este, se realiza la separación

entre el petróleo y el agua. Cada fase líquida se almacena y bombea a su respectivo destino final.

Otra opción, para la separación de las fases, es utilizar un único equipo: un Free Water Knock Out

(FWKO). Este es un separador horizontal diseñado a presión, en el cual se separan gas, agua y petróleo.

METODOS DE ENSAYO TRADICIONALES EN LAS ESTACIONES Históricamente se ha realizado el testeo de pozos empleando separadores de control bifásicos, en los

que se separa el gas por un lado y los líquidos por otro.

El gas se mide usualmente a través de placa orificio y el líquido (agua-petróleo) se colecta en una bota

que opera en forma de batch mediante un switch de nivel. Una vez que la bota se llena hasta el nivel de

set (el volumen equivale a 1 barril), se descarga el líquido contenido en ella y se cuentan los barriles de

fluido total.

Por otro lado, se toman muestras de fluido en boca de pozo y mediante ensayos de laboratorio se

calcula el contenido de agua y de petróleo de esa corriente de líquido.

SEPARADOR DE ENSAYOS TRIFASICO

Los pozos, generalmente, presentan valores de corte de agua que varían desde un 5% hasta 95%

aproximadamente. La medición más compleja, en este caso, sería la del corte de agua.

Premisas importantes para el diseño:

• El error en la medición deberá ser lo más bajo posible.

• La medición más importante es el volumen de petróleo que contiene el pozo.


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• Las mediciones no deben ser afectadas por cambios en las propiedades que varían de un pozo

a otro.

• La relación costo/beneficio del conjunto debe ser óptima.

No existe actualmente en el mercado, un instrumento que analice el corte de agua cumpliendo con las

premisas de diseño en el rango 0 – 100 %. Por tal motivo, el medidor de corte de agua es el instrumento

crítico.

Al separar en tres fases (gas, agua y petróleo) se logra llegar a una concentración de agua en la salida

de crudo menor al 50%. En este rango se pueden alcanzar los niveles de error pretendidos.

1) UNIDAD FREE WATER KNOCKOUT

Los Free Water Knockout son separadores trifásicos que actúan mediante los principios de separación

física, es decir, por la sola influencia de las fuerzas de gravedad debidas a la diferencia de densidades

entre el hidrocarburo, el agua y el gas.

La aplicación más importante tiene lugar sobre los hidrocarburos decantables en condiciones definidas

de velocidad.

Existe una gran dispersión entre los datos de repartición de tamaño entre los glóbulos a separar en el

líquido, así como variaciones importantes en sus densidades, temperatura, composición de las materias

en suspensión, etc. Además, puede ocurrir que no exista correspondencia alguna entre la fineza del

corte granulométrico teórico de la separación y el contenido residual de hidrocarburos en el efluente de

un separador.


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Por esto, la performance de los separadores por gravedad no pueden ser predeterminadas ni por

supuesto garantizadas en ningún caso. No obstante, el método de experimentación y de cálculo según

se ha establecido en las Normas API está destinado a permitir teóricamente la eliminación de glóbulos

de hidrocarburos mayores a 150µm.

El sistema de separación trifásico tipo Free Water Knockout, es un proceso cerrado de separación de

agua para su posterior tratamiento a fin de su inyección en proyectos de Recuperación Secundaria, y

separación del crudo y del gas para su posterior tratamiento.

Las ventajas de este sistema correctamente diseñado en base a nuevos adelantos tecnológicos, son:

• ECOLOGICAS

Sistema cerrado de separación trifásica. Eliminación de piletas API de H°A° generalmente abiertas. Eliminación de tanque cortador generalmente con escape de gas.

• ECONOMICAS

Tecnología moderna. Niveles de proceso mas estables. Disminución de stock improductivo. No necesita recinto de contención como los tanques. No necesita limpieza de barros, se eliminan automáticamente.

• EFICIENCIA

Optimización del rendimiento. Equipos cerrados y paquetizados. Sistema compacto. Transportable. Resistente. Diseño ASME Sec.VIII, recipiente sometido a presión. Simple manejo operativo. Menor espacio físico. Cumple la función de amortiguar variaciones de caudal. Trabaja como separador trifásico y como skimmer. La acción coalescente mejora la separación líquido-líquido. Totalmente automatizado. Los efluentes resultantes cumplen con las normativas. Puede complementar otro sistema de tratamiento. Los resultados operativos han tenido los siguientes rendimientos

Los resultados operativos han tenido los siguientes rendimientos:

• Caudal procesado 7.000 m3/d agua + petróleo

• Petróleo crudo de ingreso 50% de agua + 22% de emulsión

• Agua tratada de salida: dw=1.02 gr/cm3, 60 ppm Hc, ∅ 70µn

• Petróleo tratado de salida SG=0.94, 15% de agua + 0% de emulsión

• Temperatura de operación 35°C

• Presión de operación 3 Kg/cm2


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En los sistemas de tratamiento de corte convencionales, es decir mediante piletas API ó tanques

cortadores debidamente equipados, los resultados operativos relacionados con la calidad de los

efluentes son considerablemente inferiores a los logrados mediante sistemas con FWKO.

Teniendo en cuenta el costo de provisión, montaje e instalación de un tanque cortador de como mínimo

2.000 m3 de capacidad, el costo del recinto de contención, pileta API y el sistema contra incendio,

necesarios para su seguridad operativa; el sistema de tratamiento Free Water Knockout representa un

ahorro económico de no menos del 60% respecto a los sistemas tradicionales de tratamiento.

Por lo tanto, el sistema de tratamiento, en su primera etapa de corte mediante la separación trifásica

utilizando unidades Free Water Knockout, resulta la alternativa mas aceptable teniendo en cuenta los

aspectos fundamentales en que hoy en día se sostiene la actividad petrolera, como son el impacto

ecológico, la eficiencia operativa y el aspecto económico.

El primer paso del tratamiento, hacia las condiciones finales que deben cumplir el agua para su re-

inyección en procesos de Recuperación Secundaria [TSS<0.5ppm, Hc<0.5ppm, SS/Hc<5µm (95%)], o el

petróleo para su ingreso a las refinerías [Agua<1.0%, sales<100gr/m3], es la etapa de corte, que es un

proceso convencionalmente realizado en tanques denominados cortadores, secundados con piletas API.

La necesidad de disponer de un sistema cerrado de tratamiento, que permita obtener altos rendimientos

operativos con un menor tiempo de retención del fluido hacia su destino final, ha dado origen a la

implementación de los denominados Free Water Knockout FWKO.

Los Free Water Knockout son generalmente separadores trifásicos que actúan mediante los principios de

separación física, es decir, mediante la sola influencia de las fuerzas de gravedad debidas al diferencial

de densidades entre el hidrocarburo, el agua y el gas. Su aplicación más importante tiene lugar sobre los

hidrocarburos decantables en condiciones definidas de velocidad y no ejerce acción sobre los

hidrocarburos aromáticos o los hidrocarburos no solubles pero finamente divididos.


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2) SEPARADORES El separador es un recipiente horizontal al cuál ingresa el fluido proveniente de los pozos. Este fluido

está compuesto por gas, petróleo y agua, que se separan en el equipo por gravedad.

Pasos de la separación:

1. El agua es la fase más pesada, y es la que primero se retira, por el fondo del recipiente.

2. El petróleo es más liviano que el agua y una vez separados rebalsa por encima del bafle, y se

retira del recipiente por el fondo en el extremo opuesto a la entrada de fluido.

3. El gas es la fase más liviana y la más fácil de separar en este caso, se retira del separador por la

parte superior en el extremo del recipiente, haciéndolo pasar previamente por la caja de

chicanas donde se desprende de las últimas gotas de líquido que pudieron haber quedado

suspendidas en la fase gaseosa.

Para que la separación de las fases líquidas tenga lugar, las gotas deben:

- Formarse.

- Crecer en tamaño.

- Desplazarse Verticalmente.

Las gotas de agua que se formen en el seno de la fase de petróleo descienden, y las de petróleo que se

forman en la fase acuosa, ascienden.

FACTORES QUE INTERVIENEN EN LA SEPARACION La separación de las fases depende de diversos factores como: a) Tiempo de residencia en el equipo. b) Densidad y viscosidad de los fluidos, que a su vez dependen fuertemente de la: c) Temperatura de operación.


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d) Distribución de los tamaños de gotas de agua y petróleo en la entrada del equipo e) Velocidad del gas en el equipo. f) Presión de operación. a) Tiempo de Residencia Para garantizar un tiempo de residencia adecuado para cada una de las fases líquidas (petróleo y

agua), se calcula el volumen necesario del separador, considerando los caudales de cada fase que se

pretende separar. Quedan así determinados los niveles normales (NLL) de cada fase líquida dentro del

recipiente. Estos niveles se controlan mediante válvulas de control de nivel.

En el caso del nivel de petróleo, este se encuentra a la altura del bafle, ya que rebalsa por encima del

mismo hacia el cajón de petróleo. En el caso del nivel de agua, por ser ésta la fase más pesada de las

tres, se debe controlar la altura de la interfase petróleo-agua.

b) Temperatura Para garantizar la temperatura adecuada, la corriente proveniente del pozo debe calentarse hasta 50°C

como mínimo. De ser necesario, se debe realizar un calentamiento previo.

c) Presión En muchos casos, para garantizar una presión de operación adecuada, se establece un control de

presión con una válvula de control en la línea de salida de gas.

En los casos en que los pozos no posean gas, la presión se mantiene con un sistema de gas de

blanketing. Este sistema de blanketing consta de una válvula autorreguladora ajustada a la presión

correspondiente.

d) Velocidad de gas Para garantizar una velocidad de gas adecuada, se dimensiona, considerando el flujo transversal de gas en el equipo, la sección que se requiere para lograr la separación gas-líquido. Esto determina, junto con otras consideraciones, el diámetro del separador. e) Condiciones Externas En ciertos casos, dependiendo de las condiciones y propiedades del fluido a separar, se deben

considerar las siguientes condiciones:

• Inyección de desemulsionante: Ayuda a la coalescencia (formación y crecimiento) de las

gotas, favoreciendo la separación de las fases de petróleo y agua. Sin desemulsionante, y para

valores de caudal cercanos a los de diseño, el espesor de la interfase y la estabilidad de la

emulsión petróleo-agua pueden interferir seriamente con la performance deseada para el

separador.

• Calentamiento previo: La separación de las fases depende, entre otras variables, de la

temperatura. Si la temperatura es muy baja, la viscosidad del petróleo es muy alta y se dificulta

notablemente la separación de fases, es decir, el ascenso del petróleo desde el seno de la fase


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acuosa, así como la formación y el descenso de las gotas de agua desde la fase de petróleo.

Para garantizar la temperatura adecuada, la corriente proveniente del pozo debe calentarse

hasta 50°C como mínimo.

• Tracing & Aislamiento de líneas y equipos: Se considera recomendable la aislación y tracing

en el separador, como caso ideal. Para lograr una operación estable del separador, es

recomendable que la línea que va del calentador hacia el separador se encuentre aislada y

traceada.

3) TANQUES CORTADORES (GUN BARREL)

Un Tanque Cortador o "gun barrel" es un tanque tratador con flujo ascendente o descendente central

vertical que opera a presión atmosférica. Son utilizados para la separación de emulsiones de agua en

petróleo y operan bajo el principio de separación por diferencia de pesos específicos. Al ser el agua de

mayor peso específico que el petróleo, ocupa el fondo del tanque.

Al ingresar la producción bruta (agua, petróleo y gas) por el conducto central hacia la zona ocupada por

el agua separada en el interior del tanque, mediante el distribuidor, se incrementa la superficie de

contacto entre ésta fase y las gotas de agua emulsionadas en el petróleo produciéndole la coalescencia

de las gotas más grandes de agua.

Asimismo en el caso que el petróleo contenga cristales de sales, este contacto facilitará su eliminación

por su solubilización en el colchón de agua, circunstancia que se aprovecha para desalar el crudo dado

que existe un margen entre el contenido de sales de un agua de formación y su concentración de

saturación. Según los casos, también se suele agregar agua dulce para obtener un crudo con menor

tenor de sales.


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En cuanto a su constitución estructural, podremos encontrar una amplia variedad de diseños,

Un tanque Cortador puede tener o no un desgasificador ubicado en forma previa, por donde se hace

circular el fluido de producción para extraer el gas presente ya que éste, disuelto en la emulsión, atenta

contra la eficiencia del proceso de deshidratación por gravedad diferencial porque las burbujas de gas, al

liberarse "frenan" la decantación libre.

En yacimientos donde las cantidades de gas son despreciables, no suele vérselos.

En cuanto a la distribución del fluido dentro del tanque es factible encontrar distintas clases de difusores

o distribuidores de fluido así como una gran variedad de platos coalescedores.

La distribución homogénea del fluido en el seno del tanque, el choque del fluido en el plato coalescedor y

un buen colchón de lavado (habitualmente ocupan entre el 50 y 70% de la capacidad operativa del

tanque), asegurara una mejor coalescencia de las gotas de agua contenidas en la emulsión, facilitando el

proceso de deshidratación.

En cuanto al diseño de los platos coalescedores, se puede encontrar una amplia gama dispuestos en

cruz, en Y, apilados uno encima de otro y apenas espaciados entre sí, un único plato concéntrico tan

solo un 15% menor que el diámetro del tanque cortador, etc.

En todos los casos se busca aumentar la agitación del fluido de entrada mediante el choque de éste

contra el plato para incrementar la coalescencia de las gotas de mayor tamaño (de ahí la denominación

de plato coalescedor).


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Algunas formas típicas son las siguientes:

Cualquiera sea el diseño de los platos coalescedores, para que la separación agua-petróleo sea

adecuada, éstos deben estar sumergidos en la fase acuosa del tanque (colchón de agua). Para que ello

ocurra, la fase oleosa (el colchón de petróleo) debe mantenerse en una altura fija.

En el pasado, esta altura se mantenía mediante la utilización de piernas de purga o purgas manuales, en

la actualidad, las piernas siguen utilizándose pero acompañadas de sensores de nivel de interfase

comandados por telemetría que permiten un mejor control del stock de petróleo en los tanques y de la

altura de colchón.

De ésta manera se evitarán estiramientos (hidratación) de la interfase agua-petróleo y se impedirá que

ésta descienda por debajo del nivel de los platos.

INGRESO DEL FLUIDO DE



PRODUCCION

FIG. 3 - PLATO RECTO DENTADO

FIG. 2 - PLATO RECTO SIN DIENTES FIG. 1 - PLATO CONVADO CON DIENTES

FIG. 4 - PLATOS SUPERPUESTOS

FIG. 5 – DOS, TRES O MÁS PLATOS DIVISORES DE FLUJO CUBIERTOS POR UN UNICO PLATO CENTRAL CUYO DIAMETRO PUEDE ABARCAR ENTRE UN 70% Y UN 90% DE LA CIRCUNFERENCIA DEL TANQUE EN CUESTIÓN.


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En caso de suscitarse el hecho e mantener los platos coalescedores sumergidos en la fase petróleo, se

hará notar la dificultad para facilitar la coalescencia y decantación de las gotas de agua de mayor

tamaño, retardando el tiempo de caída de gota y perjudicando directamente el proceso de deshidratación

en los tanques siguientes del sistema ya que el rebalse de petróleo contendrá mayores porcentajes de

agua y la estabilidad del colchón se verá afectada por el incremento en el tenor de emulsión,

acrecentando a su vez, el contenido de agua.

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4) TANQUES LAVADORES (WASH TANKS)

Un tanque lavador o Wash Tank está diseñado para "lavar" la emulsión por pasaje, en su carrera

ascendente, a través de un colchón acuoso de menor salinidad que la del agua emulsionada. Es

además, un tanque atmosférico que permite acelerar la decantación favoreciendo la coalescencia de las

gotas de emulsión.

Al igual que en los Tanques Cortadores, existen muchos diseños de tanques Lavadores y, en algunos

casos, podremos encontrar más de uno funcionando conjuntamente en uno solo.

En los Tanques Lavadores, la salinidad del colchón de agua debe ser controlada regularmente para que

mantenga capacidad de dilución del agua salada. Para ello debe alimentarse con agua dulce. En la

práctica, este procedimiento suele realizarse en los tratadores eléctricos o electrostáticos debido a que el

caudal de agua dulce necesario es por demás inferior al requerido en un tanque de 2.000 m3 o más.

En los tanques lavadores el crudo a tratar ingresa mediante un dispersor, por el fondo del tanque. En

éste sentido, un Tanque Cortador puede, llegado el caso, operar como un wash tank.

Para el dimensionamiento de un Tanque Lavador debe tenerse en cuenta que la velocidad de ascenso

del petróleo debe ser superior a la de sedimentación del agua para que el "lavado" sea eficiente.

Como ya mencionamos, la temperatura del crudo a tratar es muy importante para lograr la eficiencia del

proceso.


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PLANO DE UN TANQUE LAVADOR ACTUALMENTE EN OPERACIÓN EN LA CUENCA DEL GOLFO SAN JORGE. NOTESE QUE EL MISMO POSEE DOS PLATOS INFERIORES CUBIERTOS POR UNO DE MAYOR ENVERGADURA.

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5) TRATADORES TERMICOS (HEATER TREATER)

Un tratador combina una sección de calentamiento del crudo a tratar con otra de coalescencia en un

mismo equipo.

Suelen instalarse aguas debajo de separadores y FWKO, tienen tiempos de residencia generalmente

cortos y pueden ser horizontales o verticales. En un tratador, vertical por ejemplo, la emulsión ingresa

por la parte superior y viaja en caída vertical por un tubo hasta el dispersor que se aloja debajo de la

línea del tubo de fuego.

La sección inferior obra de FWKO (de pequeño volumen), la emulsión asciende a través de la sección de

coalescencia. Por la cabeza se elimina el gas liberado y se encuentra el rebalse de crudo tratado.

En tratadores de diseño avanzado se incorpora una sección coalescedora para acelerar el proceso. Un

coalescedor es un medio mecánico (mallas o placas) que provoca la asociación entre gotas y su

crecimiento dentro de la fase continua.

Un tratador resume, en un solo equipo los efectos de químico, calor y decantación. Para ello reúne los

siguientes elementos: una zona de separación gas - petróleo; una de separadores de agua libre (FWKO);

un calentador; un tanque lavador; una sección filtrante; otra de estabilización y una tercera decantadora.

6) LOS TRATADORES ELECTRICOS (ELECTRICAL DEHYDRATORS)

En el año 1908, una tubería para petróleo crudo de u$s 4.000.000 cercana a la U. de California se hizo

inoperable para la emulsificación de agua en el aceite. En esa época el Dr. Cottrel se encontraba

desarrollando en la universidad su proceso de precipitación eléctrica de aerosoles (gotas muy finamente

dispersas en un gas) con lo que participo del estudio del problema.

Resolvió la emulsión aplicando un campo de alto voltaje y esa solución técnica se generalizo.

Los procesos de deshidratación electrostática consisten en someter la emulsión a un campo

eléctrico intenso, generado por la aplicación de un alto voltaje entre dos electrodos. Este

dispositivo, generalmente tiene características similares a los de los equipos de separación

mecánica presurizados, añadiendo a éstos el sistema de electrodos y de generación de alto

voltaje. La aplicación del campo eléctrico sobre la emulsión induce a la formación de dipolos eléctricos

en las gotas de agua, lo que origina una atracción entre ellas, incrementando su contacto y su

posterior coalescencia. Como efecto final se obtiene un aumento del tamaño de las gotas, lo que

permite la sedimentación por gravedad.

Un deshidratador electrostático está dividido en 3 secciones. La primera sección ocupa


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aproximadamente el 50% de su longitud y es llamada “Sección de calentamiento”. La segunda

sección es llamada “Sección central o control de nivel” y esta ocupa por alrededor del 10% de su

longitud ubicada adyacente a la sección de calentamiento. La tercera sección ocupa el 40% de la

longitud del deshidratador y es denominada “Sección de asentamiento” del agua suspendida para

producir crudo limpio. Las parrillas de electrodos de alto voltaje están localizadas en la parte superior

del recipiente, arriba de la interfase agua-aceite.

Entre las ventajas que posee los deshidratadores electrostáticos en comparación con los sistemas

de tanques de lavado es que son menos afectados en su operación por las características

de los crudos (densidad, viscosidad), agua o agentes emulsionantes, ofrecen mayor flexibilidad, el

tiempo de residencia asociado es relativamente corto y por otra parte, son de menor dimensión.

Además, con el tratamiento electrostático se obtiene una mejor calidad del agua separada y una

mayor flexibilidad en cuanto a las fluctuaciones o variaciones en los volúmenes de producción (Guzmán

et al., 1996).

Entre las desventajas que presentan los equipos de deshidratación electrostática están:

1) Requerimiento de supervisión constante en su operación. 2) Instalación de sistemas de control más sofisticados, lo que incide tanto en los costos de

operación como de inversión. 3) Instalación de sistemas de carga para un mayor control de flujo al equipo, ya que

necesitan para su operación condiciones de flujo estables y controladas.


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4) Los dispositivos del equipo podrían ser afectados por los cambios en las propiedades conductoras de los fluidos de alimentación, cuando se incrementa el agua, la salinidad y

5) la presencia de sólidos. 6) El nivel de agua libre es controlado por dos medidores de nivel en paralelo y con

diferentes principios de operación. Esta es la variable más difícil de manejar, ya que un valor alto podría hacer que el agua tenga contacto con las parrillas energizadas y halla un corto circuito en el equipo y sus correspondientes daños al sistema eléctrico.

Estos equipos se utilizan cuando la velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta, dada por

la Ley de Stokes. Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diámetro en un crudo de 33 °API

a 100 °F y una viscosidad de 6,5 cp se asienta a una velocidad de 0,07 ft/hr. Como la molécula de

agua es polar, el campo eléctrico incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por

dos mecanismos que actúan simultáneamente:

o Sometidas a un campo electrostático, las gotas de agua adquieren una carga eléctrica neta.

o La distribución al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el campo electrostático se alinean con su carga positiva orientada al electrodo cargado (negativo).

Estas fuerzas de atracción electrostática pueden ser mucho más grandes que la fuerza de gravedad

presente. La relación de fuerza electrostática con la fuerza de gravedad es de

aproximadamente de 1.000 para gotas de agua de 4 micras de diámetro en crudo de 20° API

expuesto a un gradiente eléctrico típico de 5 kiloVoltios/pulgada.

Los tratadores electrostáticos son usados generalmente cuando existen las siguientes

circunstancias:

•••• Cuando el gas combustible para calentar la emulsión no está disponible o es muy costoso.

•••• Cuando la pérdida de gravedad API es económicamente importante.

•••• Cuando grandes volúmenes de crudo deben ser tratados en una planta a través de un número

mínimo de recipientes.

Las ventajas del tratamiento electrostáticos son:


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•••• La emulsión puede ser rota a temperaturas muy por abajo que la que requieren los tratadores-

calentadores.

•••• Debido a que sus recipientes son mucho más pequeños que los calentadores, eliminadores de agua

libre y gun-barrels, son ideales para plataformas petroleras marinas.

•••• Pueden remover mayor cantidad de agua que otros tratadores.

•••• Las bajas temperaturas de tratamiento provocan menores problemas de corrosión e

incrustación.

7) DESALACION DEL CRUDO

El proceso de desalación consiste en la remoción de las pequeñas cantidades de sales

inorgánicas, que generalmente quedan disueltas en el agua remanente, mediante la adición de una

corriente de agua fresca (con bajo contenido de sales) a la corriente de crudo deshidratado.

Posteriormente, se efectúa la separación de las fases agua y crudo, hasta alcanzar las

especificaciones requeridas de contenido de agua y sales en el crudo.

Las sales minerales están presentes en el crudo en diversas formas: como cristales

solubilizados en el agua emulsionada, productos de corrosión o incrustación insolubles en agua y

compuestos organometálicos como las porfirinas.

Después de la deshidratación o del rompimiento de la emulsión, el petróleo crudo todavía contiene un

pequeño porcentaje de agua remanente. Los tratamientos típicos anteriormente mencionados

(adición de desemulsionante, calentamiento, sedimentación y tratamiento electrostático) pueden

reducir el porcentaje de agua del crudo a rangos de 0,2-1 % volumen.

La salinidad de la fase acuosa varía desde 100 ppm hasta la saturación, que es de 300.000 ppm (30

% peso); sin embargo lo usual es encontrar salmueras en el rango de 20.000-150.000 ppm (2 a 15 %

peso). Por comparación, el agua de mar contiene de 30.000-43.000 ppm (3 a 4,3 % peso) de sales

disueltas. El contenido de sal en el crudo normalmente es medido en libras de cloruro, expresado

como cloruro de sodio equivalente por 1.000 barriles de crudo limpio (Libras por Mil Barriles, LMB o

en inglés Pounds per Thousand Barrels, PTB).

Cuando el crudo es procesado en las refinerías, la sal puede causar numerosos problemas

operativos, tales como disminución de flujo, taponamiento, reducción de la transferencia de calor en

los intercambiadores, taponamiento de los platos de las fraccionadoras. La salmuera es también

muy corrosiva y representa una fuente de compuestos metálicos que puede envenenar los

costosos catalizadores. Por lo tanto, las refinerías usualmente desalan el crudo de entrada entre 15

y 20 PTB para el caso de refinerías sencillas, en aquellas de conversión profunda las

especificaciones pueden ser más exigentes, alcanzando valores de 1 PTB (Layrisse et al.,

1984).


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El desalado en campo reduce la corrosión corriente aguas abajo (bombeo, ductos, tanques de

almacenamiento). Adicionalmente la salmuera producida puede ser adecuadamente tratada para que no

cause los daños mencionados en los equipos y sea inyectada al yacimiento, resolviendo un

problema ambiental. En ausencia de cristales de sal sólidos, el contenido de sal en el crudo deshidratado

está directamente relacionado con el porcentaje de agua y con la concentración de salinidad de la fase

acuosa (en ppm de NaCl).

El desalado se realiza después del proceso de rompimiento de la emulsión en

deshidratadores electrostáticos y consiste de los siguientes pasos: a) Adición de agua de dilución al crudo.

b) Mezclado del agua de dilución con el crudo.

c) Deshidratación (tratamiento de la emulsión) para separar el crudo y la salmuera diluida.

El equipo convencional para el desalado incluye:

- Un equipo convencional de deshidratación (eliminador de agua libre, calentador o unidad electrostática).

- Una “tee” para inyectar el agua de dilución.

- Un mecanismo que mezcle adecuadamente el agua de dilución con el agua y las sales del crudo.

- Un segundo tratador (tipo electrostático o tratador-calentador) para separar nuevamente el crudo y la salmuera.

En base al desalado en una etapa, el requerimiento del agua de dilución es usualmente de 57 % con

respecto a la corriente de crudo. Sin embargo, si el agua de dilución es escasa, el desalado en dos

etapas reduce el requerimiento del agua de dilución a 1-2 % con respecto a la corriente del crudo.

Consideraciones de diseño

La cantidad de agua requerida en el proceso es una función de la: - Salinidad del agua emulsionada y del agua fresca. - Cantidad de agua emulsionada. - Eficiencia de mezclado. - Nivel de deshidratación. - Especificación del contenido de sal en el crudo requerida o PTB.

Nivel de deshidratación:

Esta es la variable más importante para reducir el requerimiento de agua de dilución. La dilución de

la salmuera de entrada para alcanzar la especificación de salinidad requerida es inversamente

proporcional al nivel de deshidratación alcanzado. Adicionalmente es importante reducir el porcentaje de

agua del crudo deshidratado para mantener baja su salinidad. Esto explica el uso frecuente de los

tratadores electrostáticos para reducir el porcentaje de agua remanente en el crudo a valores de 0,1-


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0,15 % volumen, ya que sin el campo electrostático el agua remanente en el crudo varía entre 0,2-1 %

volumen. En muchos casos es muy difícil alcanzar valores de 0,5 % de agua sin el uso de los tratadores

electrostáticos. Eficiencia de mezclado.

Después de la deshidratación el agua remanente en el crudo existe como pequeñas gotas de agua

dispersas de modo uniforme en el seno del crudo. Un completo mezclado de todas esas gotas no es

posible. Por lo tanto, es una práctica estándar asumir que una fracción del agua de dilución se mezcla

completamente con las pequeñas gotas del agua remanente en el crudo, mientras que la porción

restante del agua de dilución pasa a través del equipo desalador sin sufrir ningún cambio.

Generalmente “�” se considera como la eficiencia de mezclado.

Para la selección de un sistema de tratamiento óptimo de un crudo específico, deben

considerarse una serie de factores para la determinación del método de tratamiento deseable, entre

los cuales se citan:

- Características de la emulsión.

- Gravedad específica del crudo y del agua de producción.

- Características corrosivas del crudo, el agua de producción y el gas asociado.

- Tendencias a la deposición de sólidos y generación de incrustaciones del agua de

producción.

- Volúmenes de fluidos a tratar y contenido de agua en el crudo.

- Tendencias a la deposición de parafinas y asfaltenos del crudo.

- Presiones de operación deseables en los equipos.

Además de los factores antes mencionados para la selección del sistema de tratamiento, los cuales a

su vez permiten escoger los separadores electrostáticos en aquellos casos en que las emulsiones

esperadas sean de alta estabilidad, por lo que debe considerarse una serie de parámetros básicos

asociados a la acción del campo electrostático. Entre estos factores se cuentan (Lowd et al., 1967;

Burris 1974, 1978):

- Temperatura de separación.

- Factor de carga (barriles de crudo tratado por día/área de rejilla electrostática), el cual define el tiempo

de retención del crudo como la velocidad de sedimentación de las gotas de agua.

- Voltaje o diferencia de potencial requerida por unidad de longitud de separación de rejillas.

- Factor de velocidad de sedimentación (el cual relaciona las propiedades físicas del crudo y el agua, y

representan la fuerza impulsora de la separación gravitacional).

UN RESUMEN

Todos los equipos de TC se diseñan, en base a las propiedades de los fluidos a tratar y a los para

metros operativos que un tratamiento eficiente requiere.


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En general, durante el diseño no se considera la necesidad, el tipo y la concentración de los químicos

que será necesario incorporar para coadyuvar (asistir) a la eficiencia de los procesos.

El mayor inconveniente con el que tropieza el operador de la PTC (Planta de Tratamiento de Crudos) es

la variación temporal y espacial de la carga a la PTC.

Generalmente, una vez puesta en marcha la PTC la variación de los fluidos (otros horizontes y diferentes

fluidos), de los sistemas de producción / extracción y la llegada de químicos de tratamiento de pozos,

atentan contra la normal operación de la PTC.

Una vez diseñada, construida y montada no hay mucho margen para cambiar condiciones operativas, el

primer gran inconveniente surge cuando se supera la capacidad de tratamiento de diseño (deben

reducirse los tiempos de residencia). El segundo gran inconveniente es la irrupción de agua con la

necesidad de manejar grandes % de la misma.

8) TANQUES SKIMMER

Estos tanques son el dispositivo más común y simple para remover el hidrocarburo disperso en el agua

de inyección. Son tanques cuya función es proveer el tiempo suficiente de retención para lograr separar

la fase petróleo formando un sobrenadante, el cual podrá ser eskimmeado posteriormente a piletas o

tanques de tratamiento de crudo recuperado.

Existen diversos diseños dependiendo de las necesidades de cada yacimiento en particular, incluyendo

variados dispositivos de entrada y salida de fluido.

Los Tanques Skimmer son empleados como la primera etapa de separación del grueso de petróleo

remanente en el agua para recuperación secundaria, luego de que ésta es separada en los Tanques

Cortadores y/o Free Waters. Generalmente se encuentran otros equipos de remoción en forma posterior

a éstos (wemcos, CPI, tanques inyectores, filtros coalescedores, etc.)


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También se puede encontrar tanques skimmer horizontales como muestra la figura anterior y tanques

Skimmer “baffleados”, es decir, con baffles o paredes interiores cuya función es la de desviar el fluido en

forma de laberinto, evitando canalizaciones de flujo y aumentando el tiempo de residencia para, de ésta

forma, facilitar la separación de las gotas de petróleo dispersas en el agua de inyección


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9) UNIDAD DE FLOTACION O WEMCO

Las unidades de flotación son equipos de agitación mecánica que permite una mejor separación de

petróleo que los tanques skimmer. Estos equipos poseen varios rotores, encargados de generar la

agitación necesaria para facilitar la separación de petróleo

por diferencia de pesos específicos.

Se encuentran divididos en varios compartimientos o

celdas de flotación y pueden ser ayudados en sus tareas

por burbujeo de gas de “blankett “. Para lograr cierta

eficiencia en su rendimiento, las unidades de flotación

deben generar espuma suficiente para arrastrar tanto al

petróleo sobrenadante como a los sólidos suspendidos en

el agua de inyección. Para ello suele emplearse

productos químicos denominados floculantes o

desemulsionantes inversos que son los encargados de aglutinar las partículas dispersas(tanto sólidos

como petróleo) formando “flocs”.

INGRESO DE FLUIDO

INGRESO DE FLUIDO

INGRESO DE FLUIDO

BAFFLE

SALIDA DE FLUIDO

EL ESQUEMA SUPERIOR MUESTRA COMO SE DISPONEN LOS BAFFLES EN EL INTERIOR DEL TANQUE. EL FLUIDO CIRCULA

SORTEANDO ESTOS BAFFLES HASTA LA SALIDA.

EN LA IMAGEN DE LA DERECHA SE OBSERVA EL TAMAÑO QUE TIENEN LOS BAFFLES EN EL INTERIOR DEL TANQUE. VAN DESDE

EL PISO HASTA CASI EL TECHO, SUPERANDO LA CANALETA O CORONA DE REBALSE DEL PETRÓLEO ESKIMMEADO.


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Estos flocs son luego empujados hacia unos buches o cajones dispuestos en los laterales de cada

compartimiento de la unidad de flotación, por la acción de paletas mecánicas.

Para lograr una buena agitación, se utilizan aproximadamente 6,8 m3 de gas por cada m3 de agua

tratada.

VISTA INTERIOR DE UNA UNIDAD DE FLOTACION DONDE SE APRECIA EL BUCHE (DONDE ES SEPARADO EL SOBRENADANTE JUNTO CON LA ESPUMA) Y LAS APLETAS MECANICAS.

VISTA DE LAS APLETAS MECANICAS. NOTESE QUE GIRAN PERMANENTEMENTE SUJETAS DE UN EJE CENTRAL. PARA QUE SU FUNCIONAMIENTO SEA EFICIENTE, EL NIVEL DE FLUIDO DENTRO DEL WEMCO DEBE SER VERIFICADO PERMANETEMENTE.


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Estos mismos equipos pueden encontrarse inducidos solamente por gas, sin necesidad de motores

eléctricos que agiten el fluido. Al igual que los anteriormente descriptos, poseen paletas y buches de

descarga para el sobrenadante de petróleo y sólidos.


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En estos equipos, el agua limpia es bombeada desde la descarga de la celda de flotación a través de un

eductor ubicado en cada una de ellas como se podrá apreciar en la figura anterior. Esto crea centros

localizados de baja presión provocando que el gas natural fluya desde el espacio de vapor hacia el

eductor donde se mezcla con el agua.

Este tipo de unidad típicamente usa menos potencia y gas que las unidades de flotación con rotores. Un

consumo habitual en estos equipos se ubica en el orden de 1.80 m3 de gas por m3 de fluido.

La mayoría de estas unidades no poseen la opción de regular el caudal de gas inyectado en el equipo,

por lo que muchas veces su rendimiento varía pudiendo empeorar si la relación gas/agua se amplía en

demasía.

Estos equipos a gas suelen ser utilizados en la explotación off shore para tratar el agua antes de ser

inyectada nuevamente o directamente vertida al mar.


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10) C.P.I. (CORRUGATED PLATE INTERCEPTOR) Los CPI utilizan un pack de platos corrugados dispuestos paralelamente. El pack entero se ubica en un

ángulo de 45º. Es empleado más frecuentemente en las operaciones de producción que los PPI (Parallel

Plate Interceptor).

El CPI es un eficiente separador de petróleo y ocupa muy poco espacio en la instalación de planta,

principalmente son usados en plataformas e instalaciones off shore donde los espacios son muy

reducidos.

En los CPI, el fluido pasa a través de los platos, donde las gotas de petróleo dispersas en el agua se

adhieren a los mismos debido a lo irregular de su superficie.

Por una cuestión de diferencia de pesos específicos, el petróleo adherido a los platos se escurre

generando la coalescencia de las gotas a medida que se mueve hacia la parte superior del equipo,

mientras la fase acuosa es eliminada por el fondo del CPI.


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Los dispositivos de platos coalescedores presentan una debilidad. Al estar formados por pack de platos

corrugados muy próximos entre sí, son susceptibles de taponamientos si el agua a tratar posee

cantidades importantes de petróleo y/o sólidos dispersos.

11) TANQUES INYECTORES

Generalmente los tanques inyectores son la última instalación que forma parte del diseño de una planta

de tratamientos. Su función es brindar complemento al tanque skimmer y/o unidades de flotación que los

preceden, dando un poco más de tiempo a la última etapa de separación de petróleo contenido en el

agua de secundaria antes de que ésta sea inyectada al reservorio nuevamente.

Al igual que el diseño de tanques cortadores, pueden estar compuestos por un plato inferior cuya función

es evitar que el petróleo que ingresa con el agua se mezcle y/o revuelva el agua ya tratada. Suelen estar

acompañados por un plato superior que cumple una función similar al inferior, pero en éste caso es para

evitar que el petróleo desnatado (separado previamente) sea disgregado nuevamente en el agua ya

tratada por acción del movimiento generado por el fluido de entrada al tanque.

En otros casos simplemente son tanques vacíos cuya función se limita a brindar un poco más de tiempo

de residencia al agua a ser inyectada antes de pasar por las bombas.

12) FILTROS DE CARTUCHO

Los filtros de cartucho se encuentran disponibles venta en una amplia variedad de materiales y tamaño

de poro, también podemos encontrar cartuchos desechables y otros para contralavar.

La imagen contigua muestra algunos de los tipos de cartuchos más utilizados en la industria petrolera.


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Algunos filtros operan bajo el principio de filtración en superficie, formando una especie de torta en la

superficie exterior del filtro por acción de los sólidos y el petróleo suspendido. Otros utilizan una filtración


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más profunda reteniendo las partículas de sólidos directamente en el cuerpo de la fibra interna del

cartucho.

Los filtros de cartucho poseen una capacidad limitada para retener sólidos debiendo ser lavados

periódicamente o directamente reemplazados por nuevos. Por este motivo tradicionalmente han sido

empleados como un dispositivo de seguridad para prevenir el ingreso de grandes partículas de sólidos y

cantidades importantes de petróleo en las bombas de inyección.

Los filtros con cartuchos descartables son utilizados en lugares donde las concentraciones de petróleo y

sólidos suspendidos son reproducibles diariamente y no representan un problema serio. Por el contrario,

no suelen emplearse en plantas con variaciones marcadas en la calidad de agua debido a que el costo

de mantenimiento por reemplazo de los cartuchos (cada filtro puede tener hasta 8 cartuchos), paradas

de planta para mantenimiento y la disponibilidad de las partes a reemplazar, constituyen problemas que

pueden llegar a ser muy serios operativamente.

Los filtros de cartucho que pueden ser contralavados, se consideran filtros primarios capaces de brindar

una calidad de agua satisfactoria con un mínimo de inversión y requerimientos reducidos de espacio

físico.


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La desventaja que presentan este tipo de filtros, es la dificultad a eliminar las deposiciones de material

orgánico (bacterias y biofilm) cuando se realiza el contralavado ya que tienen a permanecer fuertemente

adherido a los mismos.

12) FILTROS COALESCEDORES DE RESINAS OLEOFLICAS

Estos filtros constan de tres cámaras encargadas de separar las distintas fases. El petróleo es separado

junto con los sólidos en la resina oleofílica, las gotas coalescen y son recolectadas en una de las

cámaras. Los sólidos permanecen en la resina y el agua pasa a través de ella para continuar hacia

tanques y otros.

Tienen la posibilidad de permitir la realización de contralavados o back wash haciendo pasar agua de

inyección a contraflujo con la finalidad de desprender los sólidos y el petróleo retenido en el filtro.


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BIBLIOGRAFIA

www.energia.mecon.gov.ar www.ingenieroambiental.com Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos - B.C Craft y M.F Hawkins, Jr. Petroleum Exploration Handbook - Graham B. Moody El abece del petróleo y del gas - IAPG Revista “Cuencas Argentinas” Año 2 N°2 Bibliografía Técnica G.P.A. Estrategias para el Eficiente Manejo del Crudo – G.P.A. Applied Water Technology by Charles Patton. IAPG – Deshidratación y tratamiento de emulsiones – Lic. Antonio Armilio