SECTOR TECNOLOGICO

En el campo de los procesos de deshidratacion y desalado de grandes volúmenes de crudo se emplean diferentes sistemas basados en el principio de diferencias de densidad, solubilidad y polaridad. La presente solicitud aplica el principio de relación de fases para remover el agua contenida en una emulsión hidrocarburo-agua.

El sistema de la invención es muy versátil, adaptable a cualquier tanque de deshidratacion convencional, altamente eficiente en términos de velocidad de separación en comparación con procesos de decantación, logrando una reducción entre el 30% y 90% del tiempo de residencia requerido para asegurar unos valores de eficiencia mayores a 90% y BSW en el crudo entre 0,1 % y 1%, bajos costos de operación e instalación y mínimo consumo de aditivos.

Este sistema no tiene las limitaciones típicas mostradas por los sistemas tradicionales de deshidratacion (FWKO, Gun Barrel, separadores térmicos y electrostáticos) (Al-Ghamdi, 2007) debido especialmente a que es fácilmente adaptable para el tratamiento de crudos livianos, medios y pesados con contenido de BSW desde niveles muy bajos <1 % a niveles muy altos >95%, los cuales son comunes actualmente en los campos de producción, especialmente donde se usan métodos de producción acelerados.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN

La separación de crudo y agua de producción es una de las principales operaciones requeridas para dar productos con las especificaciones necesarias en la industria del petróleo, dado que se requiere que para su posterior transporte y procesamiento los crudos presenten un mínimo contenido de elementos tales como agua, sales y sólidos (BSW). Por otro lado, el agua de producción también debe cumplir con especificaciones de bajo contenido de sustancias orgánicas, ya sean disueltas o suspendidas, provenientes de su contacto con el hidrocarburo durante la etapa de producción con el fin de permitir su uso en los sistemas de agua de inyección o reinyección o de ser vertida sin afectar las condiciones naturales del medio.

Este proceso de separación está controlado principalmente por un equilibrio fluido dinámico de los procesos de emulsificación y de floculación, que se dan a través de todos los procesos de producción de petróleo, desde el mismo yacimiento hasta el distribuccion de cada uno de los derivados obtenidos de la industrialización de crudo.

En estudios realizados en diferentes centros de investigación sobre las características hidráulicas de los separadores de emulsiones crudo agua y la correlación de estos patrones de flujo con la efectividad del separador, se ha encontrado que los patrones de flujo que generalmente se producen en los separadores de sistemas crudo-agua en los campos de producción son muy pobres, es decir, que el uso del volumen total del tanque o recipiente es limitado, presentándose cortos circuitos de flujo con lo que se generan zonas de muy bajo flujo o flujo flujo y otras zonas de flujo muy alto, en los cuales las condiciones de flujo tienen como característica principal altos esfuerzos de corte, generándose bajos tiempos de tratamiento y fuerzas que incluso pueden originar condiciones apropiadas para la formación de emulsiones, situación totalmente contraria a la deseada.

El proceso aquí propuesto ha demostrado ser muy estable frente a los cambios que limitan los diseños de los internos de tanques de separación, tanques de lavado o de desnatado, que no disponen de arreglos internos acondicionados para mantener el flujo de los fluidos con las condiciones requeridas para romper las emulsiones crudo-agua. Esencialmente, su diseño no solo esta definido en función de la geometría de los internos de distribución, sino que además se define en función de otras condiciones de diseño tales como áreas de contacto de fases, relación de fases de lavado (vol. aceite/vol. agua de lavado), régimen de flujo en tuberías de los internos, tiempo de lavado, etc.

El agua en emulsión es el agua que está suspendida en el crudo en pequeñas gotas (de diámetro menor a 100 mieras o con velocidades de separación menor a 1m/día) y que no son fácilmente separadas por gravedad y/o requieren tratamientos térmicos o químicos para su deshidratación. Las emulsiones crean mayores caídas de presión en el transporte de los fluidos por tubería, incrementan el consumo de aditivos químicos para la generación de productos con las especificaciones requeridas, aumenta los costos de mantenimiento ya que facilita los procesos de corrosión en las líneas de flujo y tanques de tratamiento y requiere condiciones más severas para el tratamiento, tanto del crudo como del agua residual, en cuanto a condiciones de de tratamiento.

En las emulsiones directas, la fase acuosa dispersa se refiere generalmente como agua y sedimento y la fase continua es petróleo crudo. Este fase está compuesta principalmente de agua salina; sin embargo, sólidos tales como arena, lodos, carbonatos, productos de corrosión y sólidos precipitados o disueltos se encuentran también presentes, por lo que esta fase también es llamada Agua y Sedimento Básico o BS&W. El agua de producción es normalmente una salmuera conteniendo principalmente cloruro de sodio y otras sales inorgánicas. La inyección de vapor y la inyección de agua a yacimientos son factores que promueven la formación de emulsiones.

Dependiendo del tipo de aceite y de la disponibilidad de recursos se combinan cualquiera de los siguientes métodos típicos de deshidratación de crudo: Químico, térmico, mecánico y eléctrico. En general, se usa una combinación de los métodos térmicos y químicos con uno mecánico o eléctrico para lograr la deshidratación efectiva de la emulsión W70. El tratamiento químico consiste en aplicar un producto desemulsionante, el cual puede ser inyectado nivel de superficie o en el fondo del pozo.

El tratamiento por temperatura consiste en el calentamiento del crudo mediante equipos de intercambio de calor, tales como calentadores de crudo y hornos. Para reducir la viscosidad del sistema con lo cual se reduce el tiempo de separación.

El tratamiento mecánico se caracteriza por utilizar equipos de separación dinámica que permiten la dispersión de las fases de la emulsión y aceleran el proceso de separación gravitacional. Entre ellos se encuentran los tanques de sedimentación llamados comúnmente tanques de lavado y separadores centrífugos.

Para el tratamiento eléctrico se utilizan equipos denominados deshidratadores electrostáticos y consiste en aplicar un campo eléctrico para acelerar el proceso de acercamiento mutuo de las gotas de la fase dispersa.

La selección y preparación del tipo de desemulsionante debe coincidir con el recipiente de tratamiento de la emulsión. Los tanque de lavado que tienen largo tiempo de retención (8-24horas), requieren desemulsionantes de acción lenta. Por otro lado, los tratadores-calentadores y las unidades electrostáticas con un corto tiempo de retención (15-60 minutos) requieren desemulsionantes de acción muy rápida.

Se ha evaluado que la velocidad de separación de las emulsiones crudo-agua es proporcional a la fracción de agua presente en el sistema y que hay una fracción de agua que permanece suspendida aún después de largos tiempos de sedimentación. Este efecto explica que el fenómeno que ocurre durante la separación de estas emulsiones es una combinación de los fenómenos de coalescencia y sedimentación. Una velocidad de sedimentación del orden de 1 mm por día es suficientemente baja para que el movimiento de convección térmica y el movimiento Browniano la compense. Esto indica que el problema de sedimentación puede volverse muy severo para crudos pesados o extrapesados, para los cuales la diferencia de densidad es poca y la viscosidad es alta.

Los procesos de deshidratacion utilizan efectos físicos destinados a aumentar la velocidad de la sedimentación, tales como el calentamiento, que reduce la viscosidad de la fase externa y aumenta la diferencia de densidad entre los fluidos; ó un aumento de la cantidad de fase interna con lo que se reduce el recorrido promedio de cada gota antes del contacto con otra. Otra alternativa usa fuerzas diferentes a la gravedad natural para aumentar la velocidad de contacto y/o el tamaño de la gota.

En vista de lo anterior, se realizaron evaluaciones del cambio de la relación de volúmenes de fases y dado que al cambio de esta relación depende del cambio de la proporción de una de las dos fases, se considero más viable incrementar la fase acuosa en los sistemas de separación ya existentes, dado que como se menciono la viscosidad de la fase continua es la variable mas importante que limita proporcionalmente la velocidad de separación de las fases, con este proceso no solo se incrementa la relación de las fases sino que además se dispone de un régimen de flujo que incrementa la fracción de fase continua a fase acuosa, generándose una disminución muy importante en la viscosidad que controla la velocidad de separación. En general se pueden definir una relación de reducción de viscosidad en un factor de 10 veces para crudo livianos y hasta de mas de 100 veces para crudos más pesados.

Si se determina que el área externa del semisólido formado por la columna de flujo ascendente de la fase hidrocarburo en el lecho de agua es proporcional a la relación de volúmenes de fases acuosa a fase hidrocarburo, esto es proporcional a la relación de fase dispersa sobre fase continua, podemos expresar esta relación como:

V _a g / _a c ⁼ AsemisolidoH

en donde

V _ag = volumen de agua

V _ac = volumen de aceite

K = constante de proporcionalidad

AsemisolidoH = área del semisólido formado por la columna ascendente de hidrocarburo

Dado que se estima que para un mismo sistema la constante K no cambia, la única variable que podemos manipular es AsemisolidoH, la cual puede ser aumentada manteniendo el mismo volumen del semisólido, incrementado el número de columnas del hidrocarburo ascendente en la fase acuosa, la relación de aumento de área está definida por la siguiente relación:

A /A _n = n ^1/2

en donde

Ai = área de una columna de hidrocarburo

A _n = área de n columnas de hidrocarburo

n = numero de columnas de hidrocarburo formadas

Si consideramos que el numero de columnas formadas para un tanque promedio pueden ser de 400 columnas, entonces podemos determinar que el área expuesta de la fase aceitosa a la fase acuosa es 20 veces mayor que en la condiciones de hacer inyección de la carga a tratar en un solo punto.

Esto significa que si en las condiciones preliminares tenemos una relación de V _ag / V _ac =0.1 y disponemos de un arreglo en el tanque de tal manera que el numero de puntos de inyección sea de 400, pasaríamos a una relación de V _ag / V _ac = 2.0, lo cual según se discutió anteriormente el proceso de rompimiento de la emulsión.

En el estado de la técnica existen muchos sistemas de separación de emulsiones de agua con petróleo basados en el empleo de distribuidores en tanques de decantación. En estos sistemas el petróleo se deja reposar para permitirle al agua coalecer formando burbujas cada vez más grandes y precipitándose al fondo del tanque.

Entre los documentos del arte previo relacionados con esos sistemas de separación por decantación, encontramos la patente US 4.619.771 relacionada con una técnica para separación por gravedad de una emulsión agua - petróleo que tiene una particular utilidad en la separación de agua para reinyección durante la operación de recuperación secundaria de agua sin perdida del petróleo. El método emplea un medio para dirigir el flujo e introducir la emulsión en un tanque de sedimentación de volumen grande en forma tangencial a las paredes del tanque y luego retirar el agua y el petróleo por separado. El dispositivo de la invención comprende (a) un tanque, (b) un medio de entrada del aceite - agua, (c) un medio de dirección de flujo conectado a al entrada de la emulsión para dirigirla en forma tangencial a las paredes del tanque de sedimentación, (d) una tubería de salida de agua localizada en el fondo del tanque de forma central y (e) una tubería de salida de petróleo.

Así mismo tenemos la solicitud US 6902678 la cual divulga un sistema y método para el tratamiento y remoción de hidrocarburos y otros contaminantes en agua, utilizando un proceso múltiple progresivo que químicamente y eléctricamente trata y remueve los contaminantes. El agua se recibe y es transportada a un tanque de almacenamiento y tratada por un periodo de tiempo. Posteriormente es bombeada a un tanque de separación agua - aceite que decanta por flotación libre la fase oleosa desde el agua residual a un tanque de retención de aceite. Finalmente, el agua pasa a un proceso de electro - coagulación, donde las emulsiones son rotas para ayudar al tratamiento posterior conozonización y carbón activado. El agua producida cumple con las especificaciones para ser descargada al medio ambiente.

Por ultimo, tenemos la solicitud US 5485777 la cual enseña un distribuidor para dispersar una corriente de entrada en un volumen dentro de un tanque de separación. El distribuidor esta compuesto por una serie de boquillas que se extienden desde el centro del tanque hasta el extremo de los brazos del distribuidor. Los brazos son simétricos y se encuentran en el mismo plano cubriendo el fondo del tanque. El distribuidor ha demostrado incrementar significativamente el volumen de utilización del tanque separador. Los laterales son menos susceptibles a taponamiento que distribuidores ramificados.

El estado de la técnica también incorpora diferentes técnicas para el tratamiento de emulsiones, tal y como se mencionó anteriormente. Por ejemplo, la solicitud de patente US 6.207.032 enseña un proceso para el tratamiento de salmuera emulsificada en petróleo donde el crudo es pasado por una zona de electrodos para cargar eléctricamente la salmuera y luego es llevado a una zona donde hay elementos conectados a tierra que atraen y retiran las pequeñas burbujas de salmuera contenidas en el petróleo.

Otra técnica divulgada en la patente US 6.471.869 consiste en el uso de membranas de permeabilidad selectiva que permiten el paso del petróleo pero retienen el agua. El proceso requiere el uso de grandes presiones para pasar el petróleo a través de la membrana pero garantiza remoción de gran parte del agua así como también de aguas enlodadas. En una modalidad se emplean bombas para pasar el petróleo a través de la membrana, en otra se emplea la gravedad.

La anterioridad WO2007/013829 enseña un proceso para separación de emulsiones de agua en petróleo o de petróleo en agua mediante la creación de una zona de baja presión sobre la superficie del crudo almacenado en el tanque. Esta zona de baja presión inducida por la inyección de aire a gran velocidad fomenta la separación del agua y el gas atrapados en el petróleo. El agua luego se decanta al fondo del tanque en tanto que el gas se remueve por la parte superior del mismo.

Por último, la anterioridad US 3.814,262 enseña un proceso de separación en el cual se emplea un tanque vertical en el fondo del cual se ubica un arreglo de tuberías en forma de espiral concéntrica en donde el fluido a separar pasa por el arreglo de tuberías, a través de orificios en dichas tuberías hacia un segundo espacio con una tubería más grande, y a través de orificios en dicha tubería más grande hacia el tanque. En dicho proceso se logra la separación de las emulsiones.

Como se puede observar, el arte previo basa sus principios de separación en la presencia de grandes cantidades de petróleo y bajas cantidades de agua. Contrario a lo establecido, el solicitante ha encontrado de manera inesperada que la presencia de grandes cantidades de agua, más del 50% de la altura total del tanque, fomenta y ayuda a la separación del agua presente en el petróleo que sale de los campos de perforación.

RESUMEN DE LA INVENCIÓN

El sistema de la invención comprende un tanque (1), una columna de agua (2), un distribuidor (3) del hidrocarburo a tratar ubicado en la parte inferior del tanque, conectado y a una bomba (4) para proporcionar presión al hidrocarburo a tratar.

El distribuidor (3) de hidrocarburo a tratar consiste en un arreglo radial de tuberías perforadas (5), distribuidas uniformemente respecto al área de la sección transversal del tanque, para asegurar una correcta distribución del mismo y un contacto homogéneo con la columna de agua (2) contenida en el tanque (1).

En una modalidad preferida, el tanque (1) comprende tres colectores un colector inferior (6) que remueve el agua en exceso con el fin de mantener constante la altura de la columna de agua (2) dentro del tanque (1); un segundo colector (7) ubicado en la interfase agua-hidrocarburo y un tercer colector (8) colocado en la parte superior del tanque (1), mediante el cual se retira el hidrocarburo tratado.

En otra alternativa, el fluido extraído mediante el segundo colector (7) es recirculado e ingresa nuevamente por el distribuidor (3) a la parte inferior del tanque (1), donde nuevamente es sometido al proceso de deshidratación.

DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS

Figura ! Esquema de los elementos que conforman el sistema de la invención.

Figura 2. Vista superior del distribuidor del hidrocarburo a tratar específicamente en forma radial.

Figura 3. Esquema del patrón de flujo formado dentro del sistema de la invención.

DESCRIPCION DETALLADA DE LA INVENCION

El sistema de la invención ¡lustrado en la figura 1 , comprende un tanque (1 ), un distribuidor (3) del hidrocarburo a tratar ubicado en la parte inferior del tanque, conectado a una bomba (4) para proporcionar presión al hidrocarburo a tratar y una columna de agua (2). El tanque (1) puede tener una capacidad entre 30 m ³ a 20.000 m ³ .

En cuanto a las características de la columna de agua (2), es necesario que esta tenga una altura entre 50% y 95% de la altura del tanque, esto con el fin de asegurar un mayor tiempo de contacto entre la fase de hidrocarburo ascendente y la fase acuosa, lo cual garantiza una mayor cantidad de remoción de agua del hidrocarburo.

El distribuidor (3) de hidrocarburo a tratar consiste en un arreglo de tuberías perforadas (5), ubicadas uniformemente respecto al área de la sección transversal del tanque, para asegurar una correcta distribución del mismo y un contacto homogéneo con la columna de agua (2) contenida en el tanque.

Las perforaciones en cada uno de los tubos del arreglo (5) tienen un tamaño tal que garantizan una velocidad de flujo de entre 0,15 m/seg a 0,6 m/seg. El número de orificios totales debe ser tal que el caudal de hidrocarburo en cada orificio sea de entre 2273 cm ³ /min y 9092 cm ³ /min. El número de brazos de cada sistema de distribución preferiblemente está entre 2 y 8.

En otra alternativa de la invención el tanque (1 ) puede comprender entre 2 a 8 distribuidores (2) con el fin de maximizar el área de contacto entre el hidrocarburo y el agua contenida en el tanque (1 ). El distribuidor de hidrocarburo a tratar (2) genera un patrón de flujo que cubre entre un 70 a un 80% del área de la sección transversal del tanque.

En una modalidad preferida, el tanque (1 ) comprende tres colectores un colector inferior (6) que remueve el agua en exceso con el fin de mantener constante la altura de la columna de agua (2) dentro del tanque (1 ); un segundo colector (7) ubicado en la interfase agua-hidrocarburo y un tercer colector (8) ubicado en la parte superior del tanque (1), mediante el cual se retira el hidrocarburo tratado.

En sistema colector (6, 7, 8) comprende dos o más tomas ubicadas a diferentes alturas en el tanque (1), distribuidas uniformemente alrededor del mismo. El líquido que se toma en el segundo colector (7) es opcionalmente recirculado a través del distribuidor (3) para ser sometido nuevamente al tratamiento de deshidratación.

Ejemplo 1

Resultados promedios de la aplicación industrial del tanque separador Ecopetrol.

Caudal BS&W Hidrocarburo Eficiencia Aditivos Tiempo BPD en agua de residencia ( )

Crudo a tratar na >25% na na na

Separador estándar 4000 bd 5% 2000 ppm 80% 25 ppm 60

Separador Ecopetrol 4000 bd <.2% <50 ppm 99.2% lOppm 60

Separador Ecopetrol 8000 bd <.2% <75ppm 99.2% 15 ppm 30

Separador Ecopetrol 14000 bd <.5% <150ppm 98% 20 ppm 17