modulo

1. Almacenamiento, Transporte y Refinamiento
Módulo 1 y 2

2. Concepto central:
Tratamiento de hidrocarburos en campo

3. Tratamiento de HC en
campo
Motivos
Mezclas multifásicas de compleja
manipulación, medición y transporte.
Razones de seguridad y ambientales.
Razones económicas.

4. Pozos
Colectores
Facilidades de producción –
GOSP (Plantas de Separación de Gas y
Petróleo)

5. Las facilidades de campo
Funciones
• Separar el petróleo, gas, agua y sólidos.
• Remover gases ácidos H2S y CO2.
• Tratar el petróleo y el gas para alcanzar las
especificaciones de venta en cuanto al contenido de
sedimentos, agua y presión de vapor.
• Entregar gas y petróleo tratado al sistema de
transporte.

6. Facilidades de campo
Separadores
Corazón de las facilidades de campo

7. Separadores
Bifásicos Trifásicos
Verticales Esféricos
Horizontales

8. Separador horizontal
Separador vertical
Separador esférico

9. Facilidades de campo
Tanques de almacenamiento
Corazón de las facilidades de campo

10. Tanque esférico
Tanque de techo fijo
Tanque cilíndrico Tanque de techo flotante
Tanque de baja presión
Tanque refrigerado

11. Concepto central:
Las facilidades de producción

12. Recolección de la
producción
Elementos
Árbol de producción.
Ductos.
Colectores.
Facilidad de producción.

13. Recolección de la
producción
Árbol de válvulas
Controlar producción.
Dar acceso a la tubería de producción.

14. Árbol de válvulas
Válvula de compuerta
Válvulas de paso completo.
No deben utilizarse para regular el flujo.

15. Concepto central:
La química de los hidrocarburos

16. Hidrocarburos
Cadena abierta o acíclicos Cadena cerrada o cíclicos
Saturados
• Enlace simple:
Alcanos
No Saturados
• Enlace doble:
Alquenos
• Enlace triple:
Alquinos
Saturados No Saturados
• Naftenos
• Aromáticos

17. Propiedades
Intensivas Extensivas
Independientes de la cantidad
de material presente
Están íntimamente relacionadas
con la cantidad de material
presente

18. Comportamiento de los
hidrocarburos
Comportamiento de sus
moléculas individuales
Factores que afectan el comportamiento
de las moléculas:
• Presión.
• Temperatura.
• Fuerzas de atracción y repulsión
intermolecular.

19. Energía entre fases
Sustancias puras Dos sustancias Multicomponentes
Comportamiento
físico

20. Concepto central:
Oleoductos y Gasoductos

22. Transporte de HC por
ductos
Inconvenientes
Arena.
Asfaltenos.
Corrosión.
Parafinas.
Hidratos de gas.
Incrustaciones.
Hidratos de gas
Parafinas
Corrosión
Incrustaciones

23. Mantenimiento de
ductos
Correctivo Predictivo
Falla ya ocurrió
Preventivo
Plan de
mantenimiento
Observaciones que
indican tendencias
a través de ensayos
no destructivos

24. END: Tintas penetrantes END: Ultrasonido
END: Radiografía END: Partículas magnéticas

25. Concepto central:
Separación de petróleo y gas

26. Hidrocarburos
Multicomponentes
Separación de fases

27. • La corriente de hidrocarburos producida por un pozo constituye en
una mezcla compleja de diversos componentes, formados por
hidrógeno y carbono, cada uno de ellos con sus propiedades
particulares específicas (entre las que podemos nombrar estructura
química, peso molecular, densidad, presión de vapor, etc.).
• En el reservorio, el fluido se encuentra a temperatura y presión
elevadas y, a medida que asciende hacia la superficie, sufre una
disminución en estos parámetros.
• Esto hace que los gases se desprendan de los líquidos que los
transportan y la corriente del pozo cambia sus características.
• El gas arrastra gotas de líquido y el líquido arrastra gas. La separación
de estas fases en superficie es una de las principales operaciones en
el tratamiento de hidrocarburos en campo

28. Secciones del separador
Primera Sección Segunda Sección
Placa desviadora.
Recolección de
líquidos.
Tercera Sección
Asentamiento por
gravedad
Cuarta Sección
Extractor de
niebla

30. Primera sección o placa desviadora:
• La corriente de ingreso al separador es una mezcla turbulenta a alta
velocidad de una mezcla de gas y líquido. Debido a esta gran
velocidad, los fluidos entran en el separador con un gran impulso.
• La placa desviadora de ingreso, a veces referida como sección
primaria de separación, cambia abruptamente la dirección del fluido
mediante la absorción del impulso del líquido y permite que el gas y
el líquido se separen.
• Esto da como resultado una separación “grosera” del líquido y del gas

31. Segunda sección o recolección de líquidos:
• La sección de recolección de líquidos está ubicada en la parte inferior
del recipiente y provee el tiempo de retención necesario para que
cualquier gas disuelto en el líquido escape en la sección de
asentamiento por gravedad. Adicionalmente, proporciona espacio
para manejar oleadas intermitentes de fluidos.
• El grado de separación es dependiente del tiempo de retención
involucrado en el proceso.
• El tiempo de retención se ve afectado por:
• la cantidad del líquido que el separador puede contener;
• la velocidad a la que los fluidos ingresan al equipo;
• la densidad diferencial de los fluidos.

32. Tercera sección o asentamiento por gravedad:
• A medida que la corriente de gas ingresa en la sección de
asentamiento por gravedad, su velocidad disminuye y pequeñas gotas
de líquido que fueron arrastradas en el gas y no han sido separadas
por el desviador de entrada se separan por gravedad y caen en la
interfase gas-líquido.
• La sección de asentamiento por gravedad es dimensionada de
manera tal que gotas superiores a 100 o 140 micrones caen en la
interfase gas-líquido, mientras que gotas de menor tamaño
permanecen en el gas.
• Las gotas de líquido mayores a 100 o 140 micrones son indeseables
debido a que pueden sobrecargar el extractor de niebla ubicado a la
salida del separador

33. Cuarta sección o extractor de niebla:
• Es la sección por la cual la corriente gaseosa pasa antes de abandonar
el equipo.
• El extractor de niebla está constituido por una serie de elementos que
se caracterizan por proveer una gran superficie de área en la cual se
produce la coalescencia y remoción de las pequeñas gotas de líquido
acarreadas por la corriente de gas, que caerán en la sección de
recolección de líquidos del separador.

34. Separación de HC
Factores que influyen en la
separación
Viscosidad del gas
Temperatura
Densidad de los fluidos

35. • Es menester tener en cuenta que existen diversos factores que pueden
influir en la eficiencia de la separación. Entre ellos, podemos nombrar:
• Viscosidad del gas: este parámetro determina la velocidad de
asentamiento de las partículas de líquido, ya que afecta el coeficiente de
arrastre. A medida que aumenta la viscosidad del gas, disminuye la
velocidad de asentamiento y, por ende, la capacidad de manejo de gas del
equipo separador.
• Temperatura: calentar el fluido antes de su ingreso al equipo es un factor
que contribuye a la separación de fases. El aumento de temperatura
reduce la viscosidad de petróleo y disuelve pequeños cristales de
asfaltenos y parafinas. Es necesario controlar la temperatura del proceso
con la finalidad de evitar “perder” hidrocarburos livianos por evaporación a
la fase gaseosa y, por ende, que disminuya su valor comercial.
• Densidad de los fluidos: La diferencia de densidad entre el líquido y el gas
es directamente proporcional a la capacidad de manejo de gas de un
separador

36. Separación de HC
Problemas operativos
Petróleo espumante
Parafinas
Arenas
Arrastre de líquidos
Escapes de gas
Slugs líquidos

37. Factor Consecuencia
Pétróleo
espumante
Dificulta el control mecánico de
los niveles de fluidos
Se debe proporcionar suficiente capacidad en el
separador para manejar la producción anticipada sin el
uso de químicos inhibidores de espuma
Parafinas Taponamiento de platos
coalescedores y almohadillas de
extractores de nieblas
La temperatura del cuerpo líquido siempre debe ser
mantenida por encima del punto de enturbiamiento
(cloud point) del petróleo
Arenas Taponamiento en las secciones
internas del separador
Inyección periódica de agua o vapor en el fondo del
equipo para suspender la arena durante las operaciones
de drenaje
Arrastre de
líquidos
Líquido libre escapa con el gas Instalación de sensores de seguridad de alto nivel que
cierra el ingreso de flujo al separador cuando el nivel de
líquido excede el nivel máximo normal de líquido sobre
un porcentaje establecido
Escape de gas Gas libre se escapa con la fase
líquida.
Instalación de sensores de seguridad de bajo nivel que
cierra el flujo de entrada o salida al equipo cuando el
nivel del líquido cae entre el 10 % y el 15 % por debajo
del nivel operativo más bajo

38. Concepto central:
Deshidratación de crudo

39. Deshidratación
Emulsiones
• Los dos líquidos deben ser inmiscibles
• Debe haber suficiente energía en la agitación para
dispersar una fase en otra
• Debe estar presente un agente emulsionante
Coexistencia de tres
condiciones

40. El agua y el aceite son esencialmente inmiscibles, por lo tanto, estos dos líquidos
coexisten como dos líquidos distintos.
La frase “aceite y agua no se mezclan” expresa la mutua insolubilidad de muchos
hidrocarburos líquidos con el agua..
Una parte del agua producida por el pozo, llamada agua libre, se separa fácilmente
del crudo por acción de la gravedad, tan pronto como la velocidad de los fluidos es
suficientemente baja. La otra parte del agua está íntimamente combinada con el
crudo en forma de una emulsión de gotas de agua dispersadas en el aceite, la cual
se llama emulsión.

41. Emulsión agua en petróleo
W/O
Emulsión directa
Emulsión petróleo en agua
O/W
Emulsión inversa

42. En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (W/O) se denominan
emulsiones directas, mientras que las emulsiones de aceite en agua (O/W) se
llaman emulsiones inversas.
Como consecuencia de la formación de las emulsiones en el proceso de
producción, se debe diseñar las facilidades más adecuadas para su tratamiento, las
cuales generan aumento de costos pero permiten cumplir con parámetros de
entrega establecidos.
Uno de los métodos aplicados para el tratamiento de emulsiones consiste en la
inyección de químicos especialmente diseñados para este fin.

43. Los desemulsionantes deben aplicarse en dosificaciones óptimas para su correcto
desempeño.
Generalmente, los crudos pesados requieren mayor dosificación que los crudos
ligeros.
El exceso de dosificación de desemulsificante incrementa los costos de tratamiento,
puede estabilizar aún más la emulsión directa W/O ó producir emulsiones inversas
O/W.
Debido a que los agentes desemulsionantes y aditivos adicionales son tan
numerosos y complejos para permitir su completa identificación, seleccionar la
dosificación adecuada es un arte.
La selección está basada en pruebas empíricas de laboratorio conocidas como
pruebas de emulsión, las cuales se han estandarizado como técnica de selección de
estos productos en los laboratorios de la industria petrolera para ser aplicados a los
pozos de manera óptima.

44. Emulsiones
Tratamiento Químico
• Ensayo de botella o ensayo de emulsión
Desemulsionantes

45. Para que la prueba sea exitosa, es necesario seleccionar una muestra representativa de la corriente de
producción que debe cumplir las siguientes condiciones:
Ser representativa de la emulsión que se busca tratar.
Si la corriente es adicionada con químicos (inhibidores de parafina, de corrosión, etc.), la muestra debe
contener cantidades representativas de éstos.
Debe ser fresca, de manera que no se haya producido la estabilización por envejecimiento de la emulsión.
Se deben reproducir, en la medida de lo posible, las mismas condiciones de temperatura y agitación que
ha de sufrir la corriente de fluido.
Durante el ensayo de botella, se colocan 100 ml de la emulsión agua en petróleo en botellas graduadas,
dosificándolas con diferentes concentraciones del desemulsionante y dejando una botella sin producto
químico (será la botella patrón).
La mezcla se agita con la finalidad de homogenizar el contenido de la botella y posteriormente se la coloca en
un baño térmico.
Se realizan periódicamente lecturas del volumen de agua separada (coalescida) y se observa la calidad de la
interfase agua-petróleo y de las paredes de la botella.
Esta información se vuelca en un gráfico de porcentaje de agua separada en función del tiempo y otro gráfico
de estabilidad que permite determinar el tiempo para lograr separar la mitad o dos tercios del volumen de la
fase acuosa. La evaluación de ambos gráficos permitirán determinar la eficiencia del químico seleccionado

46. Concepto central:
Estabilización y endulzado de crudo

47. Tratamiento de petróleo
Estabilización
Incrementar la cantidad de fracciones intermedias
(C3 a C5) y pesados (+C6) en la fase líquida de una
corriente de hidrocarburos

48. • Los líquidos que se han separado de la corriente de gas durante el proceso
inicial de separación fluyen directamente a un tanque o pueden ser
estabilizados de alguna manera.
• Esos líquidos contienen un gran porcentaje de metano y etano que se
desprenderán como gas en el tanque. Esto disminuye la presión parcial de
los demás componentes en el tanque e incrementa su tendencia a
desprenderse como vapores.
• Podemos definir al proceso de estabilización como aquella serie de
operaciones llevadas a cabo con la finalidad de incrementar la cantidad de
fracciones intermedias y pesados en la fase líquida de una corriente de
hidrocarburos.
• En la estabilización, la retención de pentanos y fracciones más livianas en el
tanque de almacenamiento cambiará la gravedad específica del petróleo.
• El valor económico del petróleo es, por lo tanto, influenciado por este
proceso de estabilización… En primer lugar, los líquidos pueden ser
almacenados y transportados hacia al mercado más rentable que el gas. En
segundo lugar, es ventajoso minimizar las pérdidas de gases del crudo
liviano cuando se almacena.

49. Estabilización de crudo
Métodos comúnmente utilizados
• Reducción de presión
• Incremento de temperatura
• Combinación de ambas técnicas
• Método ultrasónico

50. • Los principios utilizados para al estabilización de crudo se basan en:
• Reducción de presión
• Incremento de temperatura
• Combinación de ambas técnicas
• Método ultrasónico
• Los método para estabilizar el crudo son:
• Separación multietapa.
• Almacenamiento en tanque atmosférico.
• Tratador térmico luego de la separación.
• Estabilizador

51. Torre estabilizadora
Múltiples flasheos a presión constante e incrementos de
temperatura

52. • Cuando los hidrocarburos líquidos son removidos de los separadores, el
líquido se encuentra en su presión de vapor o punto de burbuja. Con cada
subsecuente reducción de presión, vapores adicionales son liberados.
• Por tal motivo, si los líquidos fuesen removidos directamente de un
separador de alta presión a un tanque de almacenamiento, los vapores
generados causarían la pérdida de hidrocarburos livianos y pesados.
• Esto explica la necesidad de contar con muchas etapas en una planta de
tratamiento de gas y petróleo.
• Sin embargo, independientemente del número de etapas utilizadas,
algunos hidrocarburos valiosos son perdidos con el vapor que sale de la
última etapa de separación o del tanque de almacenamiento.
• En lugar de ese proceso, se puede lograr el mismo efecto en un tanque
alto vertical con bajas temperaturas en su parte superior y altas
temperaturas en su parte inferior. Esta unidad se denomina estabilizador o
torre estabilizadora.

53. • Cuando los hidrocarburos líquidos son removidos de los separadores, el
líquido se encuentra en su presión de vapor o punto de burbuja. Con cada
subsecuente reducción de presión, vapores adicionales son liberados.
• Por tal motivo, si los líquidos fuesen removidos directamente de un
separador de alta presión a un tanque de almacenamiento, los vapores
generados causarían la pérdida de hidrocarburos livianos y pesados.
• Esto explica la necesidad de contar con muchas etapas en una planta de
tratamiento de gas y petróleo.
• Sin embargo, independientemente del número de etapas utilizadas,
algunos hidrocarburos valiosos son perdidos con el vapor que sale de la
última etapa de separación o del tanque de almacenamiento.
• En lugar de ese proceso, se puede lograr el mismo efecto en un tanque
alto vertical con bajas temperaturas en su parte superior y altas
temperaturas en su parte inferior. Esta unidad se denomina estabilizador o
torre estabilizadora.

54. Tratamiento de agua
producida
Motivos
0,1 % y el 10 % en volumen de hidrocarburos
dispersos y disueltos
Consideraciones medioambientales y
legislación vigente

55. • Las aguas congénitas, también llamadas aguas saladas o aguas de
producción, son un subproducto de la extracción del crudo al igual
que el gas natural, cuando se tiene un pozo petrolero productivo.
• Son aguas que deben ser separadas del crudo para su tratamiento, y
normalmente tienen un alto contenido de sales, altos niveles de
aceite, además de bicarbonatos, sulfatos, calcio, magnesio, restos
orgánicos, y en algunos casos metales.
• El tratamiento apropiado de estas aguas es una tarea esencial en la
operación petrolera, bien sea para su reinyección a los pozos, o para
su disposición al mar en muchos casos, con las debidas precauciones
para no impactar ni causar ningún daño al medio ambiente.

56. Tratamiento de agua
producida
Función
Provocar que las gotas de petróleo dispersas en la
fase continua de agua se separen y suban a la
superficie.

57. Método
Mínimo tamaño de gota que puede
remover
Separación por gravedad 100 a 150 micrones
Placas coalescentes 30 a 50 micrones
Coalescencia mejorada 10 a 15 micrones
Flotación de gas 10 a 20 micrones
Separación por gravedad mejorada 15 a 30 micrones
Filtración 1 + micrones

58. Tratamiento de agua
producida
Selección
• Contenido de petróleo en la corriente de
agua
• Calidad del efluente a obtener
• Distribución del tamaño de gota
• Diámetro de la partícula de petróleo a
tratar
• Espacio disponible
• Dimensiones y requerimiento de equipos
• Requerimientos energéticos

59. • Al momento de seleccionar el o los equipos de tratamiento de agua de
producción, es necesario tener en cuenta:
• el contenido de petróleo en la corriente de agua de producción, que, en ausencia de
información, se puede asumir que será de 1000 a 2000 mg/l;
• la calidad del efluente que obtener;
• la distribución de tamaño de gota de petróleo en la corriente agua de producción;
• el diámetro de partícula de petróleo que debe ser tratada para alcanzar los
requerimientos de calidad del efluente;
• el espacio disponible;
• las dimensiones y configuraciones de los equipos;
• los requerimientos energéticos;
• los desagües que instalar.
• Las tecnologías para tratamiento de las aguas congénitas han evolucionado
mucho en los últimos años, y se estima que los volúmenes a tratar serán
cada vez mayores en la producción petrolera, por lo que las tecnologías a
su vez deberán ser más efectivas, eficientes, y seguras.

60. Tratamiento de agua
producida
Nuevos tratamientos
• Osorb®
• CTour ®

61. ¡Muchas gracias!