TECNICOS EN PRODUCCION DE PETROLEO Y GAS Material de Apoyo Tratamiento Químico del Petróleo Crudo
Tratamiento Químico del Petróleo Crudo 1. Introducción
El tratamiento de las emulsiones con químicos es un arte más que una ciencia. Ello se debe a que su acción se ejerce en la interfase gota de agua - petróleo y esta tiene características únicas en cada sistema a tratar. El desemulsionante debe desintegrar la interfase para que se libere la gota de agua a la coalescencia. La interfase puede estar compuesta por muchas especies: asfaltenos, parafinas, finos de la formación, incrustaciones y productos de corrosión, otros químicos de tratamiento, etc. Tanto como existe una viscosidad de la fase continua petróleo, existe una viscosidad de la interfase y aunque usualmente la primera no tiene propiedades viscoelásticas, las mismas son frecuentes en la interfase w/o. Cuando el pH de agua es bajo y existen asfaltenos en el crudo (es de color negro), la interfase w/o se hace rígida y más difícil de penetrar. Un desemulsionante es un surfactante (surface activity agent) que actúa modificando las propiedades, para este caso de la interfase agua - petróleo. Para ello debe llegar a la interfase, toda barrera de difusión que frene el transporte a esa interfase hace mas lento el proceso. Una emulsión de un petróleo con alto contenido de asfaltenos y agua muy salina, es más tenaz (difícil de resolver) que otra de petróleo parafinoso o con agua de baja salinidad. Existen asociaciones de cargas eléctricas entre agua y petróleo en las interfaces que dificultan el tratamiento. El desempeño de un desemulsionante químico es, por lo antes citado sensible al tipo de crudo, naturaleza química del agua, pH de la fase acuosa y, obviamente, temperatura de tratamiento. Los primeros desemulsionantes (1920) fueron jabones, y sulfonatos y se requerían concentraciones de 1.000 ppm, ya en 1980 las bases y sus mezclas desarrolladas como
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Versión: 2.0 Fecha:13/05/2017
desemulsionantes permitían emplear satisfactoriamente dosis de 5 a 20 ppm. 2. Agentes químicos desemulsificantes.
Comúnmente el primer paso en el tratamiento de una emulsión es la adición de compuestos desemulsificantes. Son compuestos formulados con varios productos químicos, tales como glicoles y resinas polioxialquilénicas. El mecanismo de acción de los desemulsificantes consiste en romper y desplazar la película de agente emulsificante que rodea a la gota de agua (floculación) y aumentar su tensión superficial y la atracción molecular propiciando la coalescencia. Rara vez un solo compuesto actúa como agente floculante y coalescente; son generalmente dos o más compuestos los que intervienen en la formulación de un desemulsificante. Otra propiedad deseable en un desemulsificante es la capacidad para humectar los sólidos presentes en la emulsión, para que sean incorporados en el agua separada. La dosificación de reactivo varía ampliamente según la estabilidad de la emulsión con las condiciones de temperatura, etc. Las dosificaciones más comunes en nuestro país son de 1 a 5 galones de reactivo por cada 1000 barriles de emulsión (GMB). El éxito del rompimiento de una emulsión, consiste en seleccionar selecciona r el desemulsificante desemulsific ante apropiado y usarlo en proporción adecuada. Para aplicarlo se puede utilizar puro o disuelto en agua, crudo, gasolina o queroseno. queroseno. Se necesita agitación para que el desemulsificante se pueda mezclar íntimamente con la emulsión aunque la agitación no debe ser excesiva. Si hay mucha agua libre se recomienda retirarla antes de agregar el desemulsificante desemulsificante A mayor temperatura mejor será el efecto del desemulsificante 3. Desemulsificantes: Acciones
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Fuerte atracción hacia la interfase aceite – agua; ellos deben desplazar y/o neutralizar a los emulsificadores presente en la película de la interfase Floculación; neutralizar las cargas eléctricas repulsivas entre las gotas dispersas, permitiendo el contacto de las mismas.
Un solo compuesto químico no puede proveer las tres acciones requeridas, por lo que los desemulsificantes comerciales con una mezcla de varios desemulsificantes básicos, mas la adición de solventes adecuados, tales como xileno, nafta aromática pesada, benceno, tolueno o alcohol isopropílico para obtener un liquido que fluya a la menor temperatura esperada.
Coalescencia; permitir que pequeñas gotas se unan a gotas mas grandes que tengan suficiente peso para asentarse. Para esto se requiere que la película que rodea y estabiliza las gotas sea rota.
4. Desemulsificantes: Tipos
Esteres: Son buenos deshidratadores, provocan un asentamiento lento de las gotas de agua, pero al sobredosificar provocan emulsiones inversas
Di-epóxicos: son excelentes deshidratadores, pero provocan un asentamiento lento de las gotas de agua. 5. Selección de un demulsificante
Uretanos: Buenos deshidratadores, provocan un asentamiento lento de las gotas de agua Resinas: Son buenos deshidratadores, provocan un asentamiento rápido de las gotas de agua, dan un agua separada limpia
Esta se hace mediante un proceso de acierto y error en pruebas de botellas.
Polialquilenos: Pobres deshidratadores, asentamiento de las gotas.
lento
Glicoles: Requiere mezclarse con otros para aplicarse Sulfunatos: Buenos humentantes de solidos y tiene capacidad para el asentamiento de las gotas de agua, sobredosificandose no causa emulsiones inversas, pero pueden causar la precipitación de partículas de sulfuro de hierro en el agua libre.
Oxialquilados: Buenos agentes humentantes, son usados en mezclas.
Poliaminas: Son lentos en el asentamiento de las gotas de agua
Alcanolaminas: son rápidos en el asentamiento de las gotas de agua.
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No existen productos lo suficientemente efectivos para tratar todos los tipos de emulsión. Un demulsificante ideal es dispersible (casi soluble) en la fase aceite y tiene suficiente afinidad por la fase acuosa No siendo soluble en ninguna de las fases este puede rebotar. Debe tenerse en cuenta su capacidad para disolver o dispersar el demulsificante tan pronto entren en contacto. Aguas emulsionadas con bajo contenido de sales requieren demulsificantes con baja solubilidad en agua. Cuando hay presencia de aguas demasiado saturadas con NaCl y otras sales se requiere un demulsificante con alta afinidad o solubilidad en agua.
Las pruebas de botella se realizan para la selección del producto el cual rompa más eficientemente la emulsión de un pozo o campo. Los resultados pueden ser usados como una indicación de la relación de producto a emulsión que será requerido para alcanzar aceite vendible.
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5.1.
Reglas básicas de una prueba de botella exitosa: La muestra de emulsión debe ser libre de químicos y representativa del fluido a ser tratado. Siempre usar muestra compuesta. La muestra debe ser tan fresca como sea posible debido al envejecimiento rápido de algunas muestras lo cual afecta el efecto del producto de tratamiento. Las condiciones de agitación, calor, dosis y tiempos de retención deben simular las condiciones del campo como sea posible.
5.2.
Procedimiento de las pruebas de botella
Si la mejor muestra en cuanto a caída de agua es aún alta en BSW comparada con el sistema, continúe con nuevas pruebas hasta que la especificación requerida sea alcanzada
5.2.1. Prueba de relación Es utilizada para determinar la dosis apropiada de tratamiento con el demulsificante aplicado en campo Una regla del dedo es dosificar el producto tres niveles por encima y por debajo de la tasa actual Para su aplicación se requiere conocer al sistema de tratamiento en detalle (agitación, dosis, temperatura y tiempo de retención) El uso de dosificaciones por encima de la usada en campo ayuda a determinar si el sobretratamiento es un problema Las dosificaciones bajas ayudan a seleccionar el mejor producto •
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Las pruebas de botella son realizadas en tres funciones separadas:
Prueba de relación Prueba de eliminación Prueba de confirmación
El siguiente es un procedimiento básico, las compañías de químicos poseen algunos mas elaborados:
Obtenga una muestra representativa de la emulsión Drene el agua libre y mezcle el crudo residual Determine el BSW por centrifuga de la muestra Llene las botellas hasta la marca e inviértala para cubrir el recipiente con una película de emulsión. Adicione dosis apropiadas de soluciones al 10% de los productos a ser probados. En caso de crudos muy pesados deben usarse soluciones del 1-2%. Agite vigorosamente las botellas para dispersar el químico en la emulsión. Si la emulsión requiere calor para el tratamiento, coloque botellas en un baño de agua a la temperatura del sistema Después de la agitación registre la caída de agua, la interfase y la calidad del agua durante intervalos periódicos de tiempo Después de la máxima caída de agua o de obtener un crudo limpio realice muestreo de solo la capa de aceite y compuesta para medir BSW, Registro de los resultados
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5.2.2. Prueba de eliminación En vez de probar un solo compuesto a varias dosis, se prueban muchos productos a la misma rata La dosificación utilizada se define con las pruebas de relación Esta prueba es finalizada cuando todos los compuestos disponibles han sido probados y varios candidatos se han identificado •
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5.2.3. Prueba de re – emulsificación Después de obtener los análisis, re – mezcle las emulsiones separadas de los mejores químicos candidatos y determine cual re-emulsiona •
5.2.4. Pruebas de confirmación Es la última fase de las pruebas de botella Consiste en pruebas de relación con los mejores productos identificados durante la prueba de eliminación Estas deben determinar el mejor producto y el rango de dosis a utilizar en el sistema • •
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Reporte del resultado de las pruebas Durante las pruebas de botella los productos son evaluados y se hacen observaciones en varios criterios Los resultados y observaciones se registran en un reporte de prueba de botella para un estudio de comparación Los principales criterios reportados son: Caída de agua BSW
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Calidad de la interfase Calidad del agua Rango de tratabilidad
Una vez se ha seleccionado un químico de las pruebas de botella debe ser probado en campo Si la prueba de botella es apropiadamente realizada, la prueba de campo será exitosa Durante la prueba deben hacerse muchas observaciones que deben ser registradas en un reporte de prueba de campo
No siempre es económico romper las emulsiones sólo con tratamiento químico, generalmente es necesario calentamiento o electricidad.
8. Métodos de aplicación de un demulsificante
Los demulsificantes pueden ser adicionados a la emulsión en cualquier punto desde el fondo del pozo hasta los tanques de almacenamiento. Sin embargo este puede ser dividido en 4 tipos de aplicación:
5.4.
En el subsuelo (generalmente en bombeo hidráulico, se le inyecta rompedor al fluido motriz). En la cabeza del pozo (antes de llegar al separador). Entre el separador y el tanque de tratamiento. Tratamiento por baches.
Pruebas de campo de rompedores de emulsión
Dentro de ellas están: Consumo de químicos y puntos de inyección. Reportar todos los químicos usados Producción diaria Temperatura en los equipos de tratamiento Condición del crudo entrando a equipos de proceso Condición del aceite de ventas Obtener el tamaño del colchón de emulsión en las vasijas Altura del nivel del agua y aceite en las vasijas Registre las condiciones de operación del sistema y los indicadores de control •
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El rompedor de emulsión debe entrar en contacto con todo el volumen de la emulsión, por ello el grado de agitación es supremamente importante para que el rompedor sea efectivo.
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9. Sistema de Deshidratación
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Sistema A En el Pozo
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6. Ventajas ja ta n e
V
Bajo costo de instalación y operación Proceso y equipo sencillo Versátil. Se puede aplicar a grande y pequeña escala La calidad del crudo no se altera Separación rápida y efectiva Le emulsion puede ser rota en frio, reducciendo los costos de calentamiento y la perdida de gravedad asociada al calentamiento.
Emulsión Nueva Menor consumo de productos químicos
Sistema B En Bateria •
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Aprovechamien to de la temp. del pozo Disposicion de agua de purga Bombeo a la bateria Mayor inversión inicial Necesita de mas personal
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Emulsión con mediano envejecimiento Menor inversión inicial Concentración parcial del gas y agua
Mayor consumo de productos químicos Perdida de calor de producción Mediana necesidad de personal
Sistema C En el Tanque •
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7. Desventajas
Menor cant. de personal Mínima presión de bombeo Mayor posibilidad de condesar livianos Concentración de todo el gas y el agua Maximo envejecimiento de la emulsión Maximo consumo de productos químicos Maximo transporte de agua Necesidad de esperar el desarrollo del yacimiento
Una sobre-dosificación puede producir nuevas emulsiones que son a menudo más difíciles de romper que las originales
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Pozos con gran producción Alto GOR Aguas muy corrosivas Emulsiones duras Yacimientos de pocos pozos
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Yacimientos extensos Pozos de mediana producción Mediano GOR Corrosión tolerable Emulsiones bajas y medias Emulsiones poco sensible al envejecimiento y enfriamiento
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Yacimientos extensos Bajo GOR Emulsiones débiles Emulsiones poco sensible al envejecimiento y enfriamiento Crudos de baja densidad y viscosidad
Un depósito es un compuesto insoluble en el fluido que circula, que por razones fluido dinámicas 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:
10. Los químicos para problemas con parafinas
10.1. Acerca del problema Las parafinas son compuestos químicos del petróleo que se encuentran formando parte del mismo en proporciones variables En reservorio 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. 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 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. 10.2.
Los químicos
Para tratar el problema de las parafinas, el productor recurre a tres tipos de químicos: a) Los inhibidores de deposición de parafinas. b) Los mejoradores de flujo de petróleo (ppd). c) Los removedores y dispersantes. a)
Los inhibidores de deposición de parafinas.
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.
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Porque las parafinas separadas restan a la producción ya que su remoción implica en general segregarlas del circuito. 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. Una vez identificadas las causas del problema y sus consecuencias solo resta hacer algunos pre-ensayos de campo en laboratorio y recurrir a la prueba de campo definitiva.
b)
Los mejoradores de flujo de petróleo (ppd).
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 más 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 enturbiamiento (cloud point) que es, en general superior en 5 a 20°C al punto de escurrimiento. Al cloud point se lo denomina actualmente WAT (wax apparition temperature).
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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 cloud point y debilitamiento de la red llevan a una mejora de las propiedades de flujo como reducción de la VISCOSIDAD (en la región cloud-pour y en el entorno del pour) y otras propiedades reológicas, reducción del punto de fluidez (temperatura de formación de gel) y a la cohesión (empaquetado) del gel.
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 hidráulica del crudo y sus derivados en régimen turbulento. Son, en esencia reductores de pérdida de carga que, en el caso de lso crudos con parafinas mejoran su performance en flujo. Ningún químico redisuelve las parafinas que se separan del crudo si no que retardan lo suficiente los fenómenos de depositación, decantación, obturamiento y gelificacion que generan consecuencias no deseadas.
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 fórmula es similar a la de los inhibidores de deposición aunque, para esta función, no requieren un gran efecto dispersante.
11. Químicos para problemas con asfaltenos
11.1. Acerca del Problema 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). No entraremos en detalle pero es importante destacar que la fracción de las parafinas con mayor punto de fusión son las normal parafinas, por ejemplo: El punto de fusión de n-C16 es +18°C, el del 7 metil C15 es de -39°C y el de 7,8 dimetil C14 de - 80°C. Ello se debe a que las fuerzas de van der Wals entre moléculas normales crean un empaquetamiento de cadena que produce una estructura cristalina orientada. Bloques constructivos de isoparafinas tales como metil, etil o propil alejan los paquetes y hacen que las fuerzas de atracción disminuyan. Algunos químicos son más efectivos en abundancia de nparafinas y otros de iso o aun ciclo parafinas. 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), depositen aguas abajo del lugar donde se forman.
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Los petróleos crudos en su mayoría contienen asfáltenos y resinas, ambos no se encuentran en el crudo verdaderamente disueltos sino en un estado disperso coloidal. No nos extenderemos acá en el tratamiento de las propiedades y ocurrencia de los asfáltenos Varias causas pueden desestabilizar a asfaltenos y resinas y producir su pasaje a formas insolubles por ruptura del sistema coloidal que los mantiene mediante la fracción aromática del crudo, dispersas en el grueso del petróleo. Usualmente, aunque por diferentes causas, los asfaltenos/resinas (A/R) se insolubilizan acompañados por parafinas generándose depósitos orgánicos mixtos en tubing; separadores, instalaciones de tratamiento y tanques de almacenaje. Centramos la cuestión a los químicos que pueden adicionarse al crudo para restituir la estabilidad del sistema citado. 11.2.
Los químicos
La estabilidad de los sistemas coloidales a que nos referimos se debe a tres causas:
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a) Al tamaño de las moléculas involucradas, A/R son los compuestos de mas alto peso molecular de los crudos con deficiencias de cargas eléctricas que se originan por ser heterocompuestos (contiene carbono e hidrogeno como anillos aromáticos unidos (compuestos polinucleares) además de nitrógeno, azufre y metales. b) A la estabilidad propia de los sistemas coloidales. Los sistemas coloidales son dispersiones sólido (A/R)- liquido (matriz de petróleo) en los cuales el tamaño de AyR se encuentra entre 1 y 500 Milimicrones.
El mayor consumo de químicos del upstream esta centrado en los desemulsionantes o sea químicos formulados para romper las emulsiones que se forman entre el reservorio y el punto de venta de petróleo. Las emulsiones más usuales son del tipo agua (fase dispersa) en petróleo (fase continua), en algunas ocasiones son múltiples W/O/W. Las instalaciones mecánicas utilizadas para que se produzca la resolución (ruptura) de la emulsión, son las existentes en la planta de tratamiento de crudos (PTC)
12.2. c) A la estabilidad química que hace que la fracción aromática del crudo oficie de vínculo entre la fracción parafinica y los A/R. Cualquier químico que se adiciones al crudo para evitar la depositación de los A/R deberá:
Aportar aromaticidad Aportar poder dispersante “artificial” para los A/R al crudo, ya que el sistema natural “de estabilidad se encuentra amenazado aun colapsado.
El uso de químicos para A/R es mucho más frecuente en el dowstream. Ello se debe a dos causas. a) Las mezclas de crudos de orígenes diversos que, en muchos casos son incompatibles b) Las altas temperaturas que se manejan en refinería, las cuales catalizan las reacciones tales con la conversión resinas a asfaltenos y su precipitación en las corrientes con ensuciamiento, espumas y taponamiento en instalaciones. Aunque con otra finalidad, el poder dispersante del químico que buscábamos en las parafinas es también buscado en los químicos usados para estabilizar A/R. 12. Químicos para problemas con emulsiones.
Los químicos
Durante el proceso de deshidratación de petróleo, es necesario usar químicos demulsificantes para romper las emulsiones dentro de los tiempos que exige la operación. El principal desafío que debe afrontar el productor es entregar el crudo en especificación (de agua y sales) recibiendo el crudo el crudo con agua y sales variables para lo cual solo dispone de tres recursos: - Temperatura - Tiempo de residencia (capacidad/ caudal). - Químico. Los primeros químicos fueron jabones (la primera patente concedida en GB a Tret-O-Lite en 1919 contenía 80% oleato de sodio) y se empleaban en concentraciones superiores a 1000ppm. Los químicos desemulsionantes actuales pueden ser eficientes a concentraciones 100 veces menores y contienen ácidos grasos etoxilados, resinas fenol formaldehído y aminas alquiladas entre sus formulaciones. Esencialmente, la formación del químico es lograr que las gotas de agua dispersas en el petróleo lleguen a unirse entre si para formar gotas más grandes que, por ley de Stokes aumentan a mayor velocidad. Este concepto que es muy sencillo de plantear tiene, en la práctica muchos fenómenos que se oponen a que el objetivo se logre.
12.1. Acerca del problema El productor de petróleo y gas utiliza emulsiones preparadas: lodos de perforación, tratamientos ácidos y microemulsiones para EOR son algunos ejemplos. También contra su voluntad, durante la explotación del petróleo se producen emulsiones entre agua y petróleo coproducidos.
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En los ’50 la teoría aceptada de la demulsificacion química se apoyaba en alguno de los siguientes mecanismos: a) Que el químico reaccionaba con el emulsificante para dar un producto soluble en una sola de las fases.
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b) Que el químico tendía a formar una emulsión opuesta a la que concurría a romper. c) Que el químico neutralizaba las cargas eléctricas de las gotas dispersas.
El O2 puede también ser removido por métodos químicos que implican la reacción del químico (secuestrante) acumulado para capturar el oxigeno mediante una reacción. Los secuestrantes mas empleados son:
Ya en los ’60 se sabía que las emulsiones W/O pueden ser rotas por el agregado de pequeñas cantidades de agentes surfactantes (tensoactivos) que parecen funcionar por adsorcion en la interfase (agua-petróleo) distribuyendo suficiente presión para desplazar la película de emulsionante natural con lo que se reduce la tendencia de las gotas de agua a coalescer (unirse entre si). En los ’80 el conocimiento de la demulsificacion se centró en el estudio de la interfase en sus propiedades y la alteración por parte de los químicos. La viscosidad y la compresibilidad del film interfacial resultaron más relevantes que la tensión interfacial. Ya se conocía la importancia de los asfaltenos como estabilizadores de emulsiones. 13. Químicos para problemas de corrosión.
14. Sistema de Inyección de Químico
Un sistema de inyección química típicamente consiste de uno o más tanques o contenedores de suministro químico, un tanque de medición, un contenedor con mezclador (si se requiere), una bomba variable y controladores de proceso. Los tanques químicos y paquetes de patines químicos requieren monitoreo de nivel para asegurar que los tanques no se desborden o se queden sin alimentación química.
13.1. Acerca del problema A diferencia del down donde la corrosión por el efecto de los ácidos nafténicos y carboxílicos presentes en los crudos es severa debido a las altas temperaturas de los procesos de una refinería, los petróleos no corroen por si mismos en el upstream. Las formas de corrosión más frecuentes del upstream están asociadas con la presencia de agua o humedad. Dependiendo de la salinidad, el pH, la presencia de gases disueltos y la actividad bacteriológica se desarrollan diferentes formas de corrosión tales como galvanica, localizada (pitting) y microbiológica (MIC). 13.2.
http://www.proserma.com/portal/index.php?option=com_content&view=article&i d=96&Itemid=157
Los sistemas de Inyección son fundamentales para los programas de control de los procesos. Estos son aplicables a una gran variedad de procesos en las industrias petroleras, químicas y de tratamiento de aguas. Los sistemas son usados para inyectar un amplio rango de químicos en los procesos. Algunas de estos químicos son biocidas, demulsificadores, inhibidores de corrosión, metanol, odorizadores y aditivos.
La necesidad de remover los gases Disueltos
Dióxido de carbono (CO 2), Oxigeno (O2) y sulfuro de hidrogeno (H2S) son los tres gases corrosivos disueltos en el agua coproducida más frecuentes.
13.3.
Imagen:
Los sistemas de Inyección pueden ser tan sencillos como un tubo con la terminación abierta que permite la distribución del químico inyectado, o pueden ser más complicados, usando una cabeza con tobera para permitir una atomización precisa del químico.
Remoción de oxigeno por Métodos químicos
La velocidad de corrosión por oxigeno disuelto es proporcional a la concentración, aumenta con la temperatura y disminuye con el PH.
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14.1.
Sistemas de inyección
El arte de la Inyección Química es una tecnología compleja. Independientemente del tipo de inyección o fluido inyectado, muchos factores relativos al sistema del proceso y el sistema Página 8
de Inyección deben ser considerados. Los principales son los siguientes: 14.1.1. Diferencial de Presión: Es la diferencia entre la presión de la bomba de inyección y la de la línea del proceso. Idealmente, el diferencial debería ser de 100 PSI (6,8 bar). Sin embrago, variadas ratas de inyección pueden ser alcanzadas cambiando el diferencial de la presión. 14.1.2. Temperatura: La temperatura afecta directamente la viscosidad. Lo ideal sería que la temperatura tanto en la química inyectada y la del fluido de la línea sea de aproximadamente 70°F (21°C) 14.1.3. Viscosidad: Es la medida de la resistencia del fluido al flujo. Mientras más viscoso es el fluido, más pequeño es el ángulo de dispersión. 14.1.4. Angulo de Dispersión: El ángulo de dispersión es afectado por la viscosidad, la distancia del spray y el diferencial de la presión. 14.1.5. Cobertura del Spray: Es el área cubierta teóricamente. 14.1.6. Gravedad Específica: La gravedad específica de un líquido es la razón de densidad del líquido del fluido con respecto al agua. La rata de flujo de un líquido es afectada por su gravedad específica. 14.1.7. Tasa de Inyección: Es la cantidad de química que debe ser inyectada en un tiempo específico y está definido en Galones por Hora (GPH), Litros por Día (LPD), etc. Los Sistemas de Inyección están disponibles para tasas que oscilan desde 0,1 GPH (0,38 lts/hr) hasta 65,7 GPH (250 lts/hr). 14.2.
Punto de inyección
La velocidad máxima del fluido está frecuentemente en el centro de la línea. Por lo mismo, la posición más efectiva para la inyección es generalmente en el centro de la tubería en la dirección del flujo del producto. Si por la tubería pasa un cochino, el punto de inyección debe estar rasante con la pared de la tubería. Esto elimina la necesidad de remover la tobera de inyección antes de que se inicien las actividades con el cochino, en las tuberías. Esto significa que la inyección se hace perpendicular al flujo del producto. La parte superior de la línea no puede ser usada si se requiere que la inyección se haga horizontal u oblicuamente al flujo del producto.
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Los sistemas de inyección y muestreo usan los mismos componentes. Algunos de estos son: 14.2.1. Cuerpo del Sistema de Acceso: con una Tee lateral a través del cual la transferencia del fluido se produce. La Tee puede ser enroscada o soldada. Las Tee roscadas están sustentadas en un Hueco NPT en el cuerpo del niple de acceso. El tamaño de la Tee es calculado en base a la tasa de Inyección y la viscosidad de la química inyectada o a muestrear. 14.2.2. Ensamble de Tapón Sólido: que se encuentra dentro del cuerpo de acceso, y es usado para sujetar la tuerca de inyección que mantiene el tubo de inyección de muestreo enroscado en su base. 14.2.3. Tuerca de Inyección/ Muestreo: el cual es un dispositivo de usos múltiples que remplaza la tuerca al final del tapón sólido. Es usado para direccionar el producto inyectado al tubo o al atomizador de inyección ó muestreo. Una tabla para seleccionar la tuerca de inyección se muestra en la sección de “como ordenar“. 14.2.4. Tipos de Tubos o Atomizadores de Inyección o Muestreo: a) Quill: es un tubo con el final abierto cortado a un ángulo de 45°. Emplea la turbulencia creada por su diseño único para conseguir la distribución de la química inyectada al flujo del producto. Tubos de Inyección tipo Quill son a prueba de obstrucciones y brinda una dispersión extremadamente buena para el inhibidor si la velocidad del flujo de la línea es de 15 pies por segundo o más. Así como con el tipo Abierto, la tasa de inyección debe ser controlada desde la bomba de inyección o la válvula de paso. b) Abierto: es un tubo abierto. La turbulencia natural de la tubería es usada para asegurar la distribución pareja. Esencialmente, no existe diferencial de presiones en el orificio, así que es necesario controlar la tasa de inyección en la bomba de inyección o la válvula de cierre ó corte. Ideal para sistemas razantes. c) NPT: Es similar al Tubo tipo Abierto, pero posee una rosca en la terminación de dispersión, permitiendo que sea adjuntado un sistema de dispersión tipo
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hembra. La inyección puede ser perpendicular al flujo con el uso de un dispersor recto o paralelo al flujo con el uso de un dispersor del ángulo recto. d) Cabeza con Cap, Cores & Strainers: son varios de los dispositivos que, cuando se encuentran junto con la terminación del dispersor del Tubo de Inyección, permite la atomización del fluido como si fuera inyectado en la línea del producto. Los ensambles pueden ser provistos en una unidad completa con sus cabezales y toberas, para que estos elementos puedan ser fácilmente remplazados. No pueden ubicarse razantes a la línea. 14.2.5. Niple: Son usados con los cuerpos de los sistemas de acceso enroscados en la Tee y conectando la válvula de aguja de paso con el cuerpo del sistema de acceso. 14.2.6. Válvula de Paso: Son válvulas de aguja requeridas para cortar el flujo de inyección y mantener la integridad de la presión a través de las Tee cuando el ensamble del Tapón Sólido son removidos o remplazados. También son usados para controlar la tasa del flujo de inyección o de muestreo. En la sección de “como ordenar” se muestra una tabla para seleccionar la Válvula de paso y el niple adecuado. 14.2.7. Válvula Check: Son artículos opcionales que pueden ser adaptados tanto para los Tubos de Inyección como en la línea de entrada de la Tee del Cuerpo del Sistema de Acceso. 14.2.8. La Bomba de Inyección o Alimentadora: debe ser capaz de generar la presión de la línea de inyección suficiente para poder superar la presión operacional del sistema o proceso y así crear el diferencial de presión necesario a través del atomizador o el Tubo de Inyección. 14.3.
Para Sistemas de Inyección de Alta Presión
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Bibliografía
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G.P.A. Estudios y Servicios Petroleros S.R.L.. NOTA TECNICA Nº 36 TRATAMIENTO DE CRUDOS: NECESIDAD, RECURSOS Y ULTIMOS AVANCES
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Cuaderno Deshidratación de Crudo - Principios y Tecnología Shirley Marfisi UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
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G.P.A. Estudios y Servicios Petroleros S.R.L.. NOTA TECNICA Nº 43 Reinyección de agua coproducida, Parte 1 Gases Corrosivos
Ing. Julio A. Villamizar Cardona
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ANEXO 1. FUNCION DE LOS QUIMICOS
GENERICO AE BA BG CL DD DI DISP Fe2S HCL I ICC ICG ICW II RD RDU RI SEC 02 SEC H2S VARSOL
EXTENSO Antiespumante
FUNSION Para eliminar la presencia de espuma del gas en el crudo Con características surfactantes y bactericida, para eliminar Biocida a base bacterias y remover depósitos blandos. Utilizado también amina para limpieza de formaciones en acidificaciones Biocida a base de Con características bactericida, para eliminar bacterias glutaraldehido suspendida en el agua Incrementa el tamaño del Floc para facilitar la separación de Clarificador partículas solidad y aceites remanentes en el agua Para uso dermico y lavado de partes y equipos en servicios Detergente dérmico primarios. Utilizado también como surfactante en acidificación de formaciones Para lavado de partes y equipos en servicios primarios y Detergente industrial retrolavado de filtros Para reducir los depósitos de sulfuros depositados en las Dispersante de líneas donde hay posibilidad de limpieza mecánica con sulfuros raspador Ácido clorhídrico Limpieza acida de depósitos de carbonatoe en equipos, inhibido líneas, accesorios y formaciones. Inhibidor de Inhibidor para fondo de pozo, solubles en agua y dispersable corrosión para en aceite, de aceite fílmica para protección contra la crudo corrosión producida por CO2 Inhibidor de Inhibidor de acción fílmica aplicado a las líneas de gas para corrosión para gas protección contra la corrosión interna Inhibidor de Inhibidor soluble en agua, de acción fílmica aplicado a las corrosión para agua líneas de agua para protección contra la corrosión interna Inhibidor de Polariza los núcleos de incrustaciones formados en el agua incrustación para evitar que se agrupen y formen depósitos Rompe emulsiones de agua en crudo, para facilitar la Rompedor directo separación del agua en el crudo Rompe emulsiones de agua en crudo, para facilitar la Rompedor directo separación del agua en el crudo. universal Usado en emergencia por su alto costo Rompe emulsiones de crudo en agua, para facilitar la Rompedor inverso separación del crudo en el agua Secuestrarte de Para neutralizar el efecto corrosivo del oxígeno en proceso oxigeno de recuperación del agua Secuestrarte de Para reducir el olor del H2S generado por la acción sulfuros bacteriana de las piscinas y vertimientos Solvente orgánico utilizado para pruebas de laboratorio, Varsol limpieza especificas
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