Estabilización y endulzamiento del crudo

1. Explique los objetivos de la estabilización y endulzamiento del crudo.

El objetivo principal de la estabilización es eliminar los hidrocarburos más volátiles (C1, C2 y C3) del petróleo, para alcanzar la presión de vapor reid (RVP) de especificaciones para seguridad en el almacenamiento o transporte.

El objetivo secundario es maximizar, siempre que sea económicamente rentable, la recuperación de crudo, dejando la máxima cantidad de C4+, sin perder de vista el objetivo principal.

NOTA:

Tanto, la presencia de los hidrocarburos más volátiles (C1, C2 y C3), como la presencia de C4 elevan, considerablemente, la RVP. El manejo del contenido de butano controla la RVP y la presión de vapor real (TVP).

El objetivo del endulzamiento es remover el ácido sulfhídrico  presente en el crudo para cumplir con las especificaciones medioambientales y de salud.

La estabilización también puede endulzar el petróleo ya que el principal contaminante, el H2S, tiene un punto de ebullición de -76.5°F, un valor intermedio entre etano y propano.

1. ¿Por qué el rango especificado para la RVP es entre 10 y 12 psia?

La RVP se fija comúnmente en el rango de 10 a 12 psia, la cual resulta, generalmente, en una TVP de un valor ligeramente más alto, de 13 a 15 psia. Por lo tanto este rango de RVP se elige para lograr que la TVP este debajo de la presión atmosférica. Con esto, se logra evitar la volatilización de los hidrocarburos a presión atmosférica.

1. Sugiera tres esquemas de procesos para estabilización de un petróleo volátil. ¿Cuándo emplearía cada uno?

Dentro de la separación multietapa podemos distinguir tres casos:

1. Método de Máxima Producción de Petróleo:

Método de la columna estabilizadora con rehervidor.

El método más común para remover gas disuelto del petróleo crudo es por separación de fase en una serie de recipientes flash o separadores vapor-líquido a presiones menores sucesivamente (separación multietapa o MSS). La figura  muestra un tren típico de 3 etapas de separación. Nótese que la presión del último separador es PATM.

[pic 2]

La presión de 1005 psig en el separador de alta presión se determina por la presión de la formación o por el deseo o necesidad de inyectar el gas en la tubería a alta presión. Las presiones de la primera y segunda etapa son modificadas para determinar la máxima recuperación de líquido. La producción máxima de crudo estabilizado se obtiene teóricamente por separación diferencial, que corresponde a un número infinito de etapas de separación. Raramente se utilizan más de 3 etapas en la práctica.

También se estudia el uso de una columna estabilizadora rehervidora en lugar de una tercera o última etapa de separación. La siguiente figura muestra un esquema del proceso. Las columnas estabilizadoras son columnas de bandejas con tamices o bandejas de válvulas para lograr el contacto vapor-liquido. El vapor producido en el rehervidor fluye hacia arriba por la columna, quitando el C1, C2, C3 y suficiente C4 para producir un petróleo estabilizado. La separación obtenida es mucho mejor que aquella lograda con un simple recipiente flash en la última etapa. Por esta razón, se produce más crudo que utilizando MSS (separación multietapa). Mientras mayor sea la presión de operación, mayor será la recuperación de crudo.

[pic 3]

La temperatura del rehervidor aumenta a medida que aumenta la presión de operación. Se debe contar con una fuente de calor capaz de proveer la temperatura requerida. El vapor puede ser apropiado para este servicio si es que está disponible. Caso contrario, se requerirá de un calentador de fuego directo o un horno calentador de petróleo.

El estabilizador, aumenta la producción del petróleo y la gravedad API con la correspondiente baja del GOR. La temperatura del reboiler y los requerimientos de calor son mucho más bajos para el caso de un estabilizador a baja presión, también lo es la cantidad de crudo recuperado, sin embargo esta es sustancialmente mayor que la que se recuperaría por MSS. El uso de un estabilizador provee más petróleo crudo estabilizado pero involucra un mayor costo y complejidad en la operación.

1. Método de Mínima Potencia de Compresión:

En los métodos anteriores, el gas se ventea o se quema. En este caso, el gas debería ser comprimido y entregado a una compañía o reinyectarlo a la formación.

Cuando el gas producido debe comprimirse a la presión de la cañeria, la opción más económica puede ser minimizar la energía de recompresión del gas. Además la potencia mínima (compresores de menor tamaño) también significa menos peso para una plataforma off shore.

[pic 4]

Dado que la separación multietapa es un proceso de separación diferencial,  el gas removido en una etapa tendrá una presión menor que el gas removido en la etapa anterior. Por lo tanto, para inyectar el gas en una cañería se debe recomprimir hasta la presión del primer separador.

Para elevar la presión, hasta la presión del primer separador, se  comprime el gas de la última etapa, a la presión de la etapa anterior y así sucesivamente. Se debe tener en cuenta que en cada compresión se eleva la temperatura del gas, para disminuir dicha temperatura, se coloca un enfriador, pero esto puede provocar que los HC más pesados condensen, por lo tanto se debe poner un scrubber antes de la siguiente etapa de recompresión para separar los condensados.

El proceso se puede optimizar para obtener el máximo de líquido o la mínima potencia de compresión variando p1 y p2.

1. Método de Sanderson:

Sanderson (1976) presentó un esquema de separación en etapas con recompresión de gas que recicla petróleo crudo de tubería para absorber líquidos del gas natural, como se muestra en la siguiente figura. La combinación de petróleo y gas es enfriada antes de la separación. Esta técnica no es un verdadero proceso de reciclado porque el petróleo crudo “reciclado”, después de contactarse con el gas para ser puesto en la línea, es flasheado a una presión intermedia y después reinyectado en el oleoducto. Sin embargo, existe un reciclado de condensado en la segunda y tercera etapa. La ventaja adjudicada por este proceso es menos condensado en la tubería de gas. El petróleo crudo, obviamente tiene un RVP ligeramente más alto.

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