Desalado de petroleo crudo

1. ¿En el agua producida a qué se denomina sólido en suspensión, qué sólidos totales? ¿Cómo se determinan?

Los sólidos en el agua pueden estar disueltos o en suspensión:

Sólidos en suspensión: cantidad de partículas insolubles, flotantes o suspendidas, en el agua que pueden ser separadas del líquido por medios físicos como la filtración.

Sólidos sedimentables: partículas gruesas que se encuentran suspendidas en el líquido, pero si  el agua se deja en reposo, estas partículas se depositan por gravedad.

Sólidos disueltos (TDS): es una medida de la concentración de sales inorgánicas en el agua e indica salinidad.

Sólidos totales: grupo de partículas que incluye a los sólidos disueltos, en suspensión y sedimentables en agua.

1. ¿Por qué el agua producida tiene sales, cuál es su origen? ¿Qué sales pueden encontrarse en un crudo? ¿en qué formas se pueden encontrar? ¿Cuánta sal puede encontrarse?

El contenido de sales en el agua producida tiene su explicación en el origen del agua del yacimiento.

En una cuenca sedimentaria, se puede concebir, para las aguas que embeben las rocas porosas, los siguientes orígenes:

• Aguas meteóricas: son las procedentes de las precipitaciones, que se infiltran por los afloramientos y circulan a través de los sedimentos. Esta agua dulces, cargadas de oxígeno y gas carbónico, disuelven las rocas por las que circulan, aumentando, poco a poco, su concentración en sales.

Por la escasa solubilidad de los carbonatos y sulfatos, tenderán hacia una composición rica en cloruros, por disolución de cloruro de sodio y cambio de iones con las arcillas.

• Aguas fósiles o muertas: son las que quedan aprisionadas en los sedimentos, pueden ser dulces o saladas, en general provienen del mar. Con el tiempo se altera su composición, por las sales que se disuelven de los sedimentos que la retienen y también debido al ataque químico de los minerales.

Este factor explica la altísima salinidad (más que el agua de mar) en las cuencas marinas y la moderada en las cuencas continentales.

Las sales más comunes que se encuentran son:

• Cloruro de Sodio (aproximadamente el 80%).

• Cloruro de Potasio.

• Carbonato de Calcio, Magnesio y Bario.

• Sulfatos.

Las sales pueden estar presentes en el petróleo crudo de diferentes formas:

• Como cristales sólidos de sales solubles en agua.

• En las gotas dispersas o emulsionadas de agua, ya sea de inyección o del reservorio.

• Partículas de productos de corrosión o incrustaciones insolubles en agua.

• En compuestos metálico-orgánicos, tales como porfirinas y naftenatos.

La salinidad del agua de formación varía desde agua casi dulce hasta la saturación 300000 ppmw. Sin embargo, el rango más común se encuentra entre 20000 y 150000 ppmw. Como punto de comparación, el agua de mar contiene entre 30000 y 43000 ppmw.

1. ¿Cómo se expresa el contenido de sales en un crudo?

El contenido de sales del petróleo crudo se mide en lb de cloruros expresados como cloruro de sodio equivalente por miles de barriles de petróleo limpio (libre de agua), o lb de sal/1000 bbl o PTB. También es usual medirlo en gr/m3 (volumen de petróleo más agua).

1. ¿Para qué se practican los reciclos internos del agua de dilución? ¿Cómo influyen en los requerimientos de agua de disolución?

Los reciclos internos del agua de dilución se practican para incrementar el nivel de la interfase agua-petróleo dentro del tratador, y de esta manera aumentar la eficiencia de mezclado.

Por otra parte, los reciclos, disminuyen considerablemente los requerimientos del agua de dilución, ya que en estos procesos, se reutiliza el agua que abandona el desalador.

El agua que sale del desalador, aunque sin duda más concentrada que el agua de dilución, es generalmente menos salina que las gotas de salmuera arrastradas por el crudo que entra en la primera etapa. Por lo tanto, su reinyección en la corriente de crudo que ingresa al primer desalador, permite ahorrar en el agua de dilución.

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1. Describir el funcionamiento de un desalador por contacto en contracorriente. ¿Cuáles son las ventajas al emplearlo? ¿Por qué?

Estos desaladores son similares a los tratadores calentadores electrostáticos. La mayor diferencia radica, en que el agua de dilución se introduce arriba de los electrodos usando un sistema de laterales. Los orificios  en los laterales producen una leve caída de presión al flujo de diseño e introducen el agua de dilución como gotas dispersas. Estas gotas de dilución deben ser lo suficientemente grandes para caer verticalmente entre las grillas de alto voltaje de los electrodos. Las gotas más pequeñas serán acarreadas hacia arriba y dejaran el desalador con la corriente de petróleo.

Los electrodos consisten en placas paralelas verticales conectadas a diodos de modo que estas placas son cargadas en forma  positiva y negativa de manera alternada. Ambos diodos se conectan al mismo borne del devanado secundario del transformador cargando las placas con potencia alterna cada medio ciclo. Esto crea un campo de corriente continua entre los electrodos. El otro terminal de devanado secundario está conectado a tierra, por lo tanto, el campo entre los electrodos y el tanque es alterno. Tanto la carcasa del tanque como la fase de agua están conectadas a tierra para minimizar la corrosión. El flujo ascendente de crudo y el descendente del agua de dilución resultan en un contacto en contra corriente.

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El desalado se logra variando la intensidad del campo eléctrico de corriente continua entre los electrodos. Cada ciclo consiste de cuatro etapas: dispersión de la gota, mezcla, coalescencia y deposición.

• Dispersión de las gotas: cuando se incrementa el voltaje, las gotas más grandes experimentan fuerzas electrostáticas muy grandes que provocan que se separen en gotas más pequeñas. Por consiguiente, tanto las gotas del agua de dilución y las de S&W son dispersadas en un gran número de gotas más pequeñas.

• Etapa de mezclado: el alto campo electrostático maximiza la subdivisión de las gotas y provoca que las gotitas se muevan hacia y desde los electrodos. Esta migración produce numerosas colisiones y un mezclado efectivo de las gotas del agua de dilución y de S&W.

• Etapa de coalescencia: durante esta etapa el campo eléctrico se reduce permitiendo que las gotas coalescer. Por lo tanto, está reducida fuerza electrostática favorece la formación de grande gotas.

• Etapa de deposición: aquí no hay campo eléctrico, lo que permite que las gotas caigan libremente por efecto de la gravedad. Convencionalmente se utiliza la ley de Stokes para estimar la velocidad de deposición.

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Por lo tanto, a medida que el agua de dilución cae entre los electrodos tiene muchos ciclos de contacto con el S&W en el petróleo ascendente. Esta contacto ese muy similar al contacto en contra corriente entre el líquido que cae y el vapor que se eleva en una columna de fraccionamiento.

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