Capítulo 2 instalaciones de superficie

Escuela de Petróleo – Módulo O.T.A. (Obtención y Tratamiento de Agua)

INSTALACIONES DE SUPERFICIE

INTRODUCCION

En el mundo, el petróleo y el gas o derivados, en estado gaseoso o líquido, contribuyen con el 60% de la
energía utilizada en transporte, industrias, comercios o residencial, un porcentaje que en Estados Unidos
de América alcanza al 62% (en 1998) y en Argentina llega al 88%.
Las compañías petroleras producen tanto petróleo como gas, dado que los yacimientos pueden ser
predominantemente productores de uno u otro hidrocarburo, aunque ambos surgen en general
conjuntamente.

La Argentina es hoy, juntamente con EEUU, Gran Bretaña, Canadá y Australia, uno de los cinco países
en el mundo que tienen una industria petrolera y gasífera totalmente privada y abierta al juego de los
mercados, donde tanto los locales como los extranjeros pueden competir en igualdad de condiciones.

Hoy en la Argentina existen 37 operadores de producción y 80 concesiones de exploración. El transporte
de petróleo desde los yacimientos hasta las refinerías se realiza por medio barco desde Tierra del
Fuego, Golfo San Jorge y Bahía Blanca, o por oleoductos: Bahía Blanca – Buenos Aires, Neuquén –
Bahía Blanca y Neuquén – Mendoza.

Para que exista un yacimiento de petróleo o gas deben existir las siguientes condiciones y factores:
cuenca, roca generadora, migración, reservorio, sello y trampa. Una breve descripción de estos
elementos comprende:

1. La existencia de una cuenca sedimentaria es quizá la primera condición que debe cumplirse para la
existencia de un yacimiento de hidrocarburos. Una cuenca sedimentaria es una cubeta rellena de
sedimentos, únicas rocas donde se pueden generar los hidrocarburos y donde en general se
acumulan (hay excepciones de rocas graníticas).
2
El tamaño de estas cubetas puede variar de decenas de miles de Km , mientras que el espesor es
en general de miles de metros (hasta 6000 ó 7000). Estas cubetas sedimentarias se encuentran
rodeadas por zonas llamadas de basamento, es decir formadas por rocas viejas y duras donde no se
depositaron sedimentos. Ejemplos de cuencas en Argentina son las del Golfo San Jorge, la
Neuquina, la Cuyana, la del Noroeste y la Austral.

Hoja 1
Realizado por MARTIN A. PEJCICH – JUAN FACUNDO NIZIEWIZ


2. La teoría del origen orgánico del petróleo y del gas, es actualmente la más avalada. Según ella,
durante millones de años las sustancias orgánicas provenientes de restos de animales y vegetales
tales como plancton, algas, corales y aún algunos tipos de ostras y peces, fueron quedando
incorporados al fango del fondo de los mares y lagos donde esos organismos vivían. Normalmente a
esa profundidad no hay oxígeno, por lo cual la materia orgánica se preserva. Estos sedimentos del
fondo, en general arcillosos, constituyeron lo que luego sería la roca generadora de petróleo. Esta
roca es a su vez posteriormente cubierta por otros sedimentos, y así va quedando enterrada a
profundidad cada vez mayor, sometida a presiones y temperaturas más altas de las que había
cuando se depositó. La generación de petróleo se produce como en una cocina. Cuando la roca
generadora se calienta, la materia orgánica se va transformando y descomponiendo hasta llegar a
los compuestos orgánicos más simples, que son los hidrocarburos. Para que todo este proceso
tenga lugar es necesario que transcurra mucho tiempo (millones de años). Por eso se dice que el
petróleo es un recurso no renovable, pues el tiempo que tarda en formarse es enorme comparado
con la duración de la civilización humana. Al estar en profundidad, la roca generadora está sometida
a presión, lo que hace que poco a poco el petróleo o gas generado vayan siendo expulsados de la
roca (del mismo modo que al apretar un trapo húmedo). Ese petróleo comienza a moverse a través
de pequeñas fisuras o por el espacio que hay entre los granos de arena de las rocas vecinas,
empujando parte del agua que suele estar ocupando esos espacios. Como el petróleo y el gas son
más livianos que el agua, en general se mueven hacia arriba, desplazando al agua hacia abajo. El
proceso durante el cual el petróleo y el gas pueden llegar a viajar grandes distancias (hasta cientos
de kilómetros) se llama “migración”.De este modo el petróleo llega a veces a la superficie de la tierra,
formando manantiales como los que se pueden ver en el sur de la provincia de Mendoza, y también
en Neuquén, Salta y Jujuy. La mayoría de las veces los hidrocarburos no pueden alcanzar la
superficie pues se encuentran con una barrera que les impide avanzar. De este modo empiezan a
acumularse en un lugar bajo el suelo, dando origen a un yacimiento. La barrera que impide que el
hidrocarburo siga subiendo es, por lo general, un manto de roca impermeable al que se denomina
sello. El sello está compuesto, por lo general de arcillas, pero también pueden ser rocas
impermeables de otra naturaleza, tales como mantos de sal, yeso, o incluso rocas volcánicas.

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3. No es cierta la idea generalizada que el petróleo se encuentra bajo la tierra en grandes “cavernas” o
“bolsones”. En realidad el petróleo se encuentra “embebido” en cierto tipo de rocas, a las que se
denomina reservorios. Un reservorio es una roca que tiene espacios vacíos dentro de sí,
denominados poros, que son capaces de contener petróleo o gas del mismo modo que una esponja
contiene agua. La capacidad de los poros son los espacios que hay entre los granos. La capacidad
de los poros de contener distintos tipos de fluidos puede observarse en cualquier playa, donde es
fácil distinguir entre la arena “seca” y la arena “mojada”. Esta última tiene sus poros llenos
(saturados) de agua, mientras que en la arena “seca” están llenos de aire. En un yacimiento, los
poros del reservorio están saturados con petróleo o gas.

4. Para que se forme un yacimiento hace falta algo que permita que el petróleo se concentre en un
lugar, evitando el “derrame” hacia los costados. Este elemento se llama trampa. Las trampas pueden
estar dadas por rocas impermeables ubicadas a los lados del reservorio; un ejemplo de esto es un
cuerpo de arena (reservorio) totalmente rodeado de arcilla (sello y trampa): es llamada trampa
estratigráfica. La trampa también puede ser producto de una deformación de las rocas: es posible
que se forme un pliegue de modo tal que hacia todos los costados tanto el reservorio como el sello
vayan bajando (formando una taza invertida), lo que evita que el petróleo migre hacia los lados. Esto
es lo que se denomina trampa estructural.

En estos cuatro puntos se ha realizado una descripción de las condiciones necesarias para la existencia
de un yacimiento de petróleo o gas.

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Una vez que el yacimiento es puesto en marcha, el petróleo, junto con el gas y el agua asociados, son
conducidos desde cada uno de los pozos por cañerías enterradas de acero o PVC reforzado (PRFV o
ERFV) con fibra de vidrio hasta baterías o estaciones colectoras.
Estas estaciones colectoras o baterías de tanques, reciben la producción de un número determinado de
pozos del yacimiento, generalmente entre 10 y 30. Allí se cumplen funciones de separación de los
diferentes fluidos, la medición diaria del volumen producido total y en los casos necesarios, de cada pozo
en particular.
Estas estaciones colectoras o baterías de tanques, reciben la producción de un número determinado de
pozos del yacimiento, generalmente entre 10 y 30. Allí se cumplen funciones de separación de los
diferentes fluidos, la medición diaria del volumen producido total y en los casos necesarios, de cada pozo
en particular. También se puede, en el caso de petróleos viscosos, efectuar su calentamiento para
facilitar su bombeo a las plantas de tratamiento.

Las plantas de tratamiento de petróleo son el paso previo antes que el petróleo sea enviado a las
refinerías. En estas plantas se acondiciona el petróleo para sacarle el agua, sedimentos y sales, en
cantidades tal que pueda ser aceptado por las refinerías. Se utilizan en el tratamiento del petróleo
medios físicos y químicos en equipamientos como desaladores, separadores de gas / petróleo,
calentadores, tanques de lavado, etc. Se utilizan gran cantidad de bombas centrífugas y de pistón para
mover los fluidos de un equipamiento a otro.

El agua salada (proveniente de la formación productiva) es acondicionada (eliminación de sólidos,
petróleo, agregado de bactericida, etc.) para ser utilizada en recuperación secundaria de petróleo o
inyectada en pozos sumideros, para evitar la acumulación de la misma en superficie.
La recuperación secundaria es un proceso utilizado para mejorar los valores de recuperación de
petróleo, al mantener la presión de la formación productiva o desplazar volúmenes adicionales de
petróleo, mediante la inyección de agua en pozos inyectores, especialmente equipados para esta
función. Con este proceso, se asiste o ayuda, a la producción primaria, que es la que utiliza la energía
original de la formación productiva para llevar el petróleo a superficie.

METODOS DE SEPARACION DE FASES EN ESTACIONES CONVENCIONALES

El crudo que viene de los pozos de petróleo, y llega a la estación a través del manifold (colector) de
entrada, está generalmente compuesto por tres fases:

• Una emulsión de petróleo y agua
• Agua libre
• Gas

En algunos casos, toda la producción de los pozos que arriban al manifold, se envía a un Separador
General, donde se separan gas y líquido. El gas se envía a un sistema de deshidratación y
endulzamiento si es necesario, para luego ser inyectado a la red de gasoducto, o ser utilizado en la

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misma estación como gas de servicio. El líquido (agua-petróleo) se almacena en tanques, y luego se
inyecta en oleoductos mediante bombas y calentamiento.
En las estaciones puede llevarse a cabo una primera separación agua - petróleo, en donde los líquidos
provenientes del Separador General, se envían al Tanque Cortador. En este, se realiza la separación
entre el petróleo y el agua. Cada fase líquida se almacena y bombea a su respectivo destino final.
Otra opción, para la separación de las fases, es utilizar un único equipo: un Free Water Knock Out
(FWKO). Este es un separador horizontal diseñado a presión, en el cual se separan gas, agua y petróleo.

METODOS DE ENSAYO TRADICIONALES EN LAS ESTACIONES

Históricamente se ha realizado el testeo de pozos empleando separadores de control bifásicos, en los
que se separa el gas por un lado y los líquidos por otro.
El gas se mide usualmente a través de placa orificio y el líquido (agua-petróleo) se colecta en una bota
que opera en forma de batch mediante un switch de nivel. Una vez que la bota se llena hasta el nivel de
set (el volumen equivale a 1 barril), se descarga el líquido contenido en ella y se cuentan los barriles de
fluido total.
Por otro lado, se toman muestras de fluido en boca de pozo y mediante ensayos de laboratorio se
calcula el contenido de agua y de petróleo de esa corriente de líquido.

SEPARADOR DE ENSAYOS TRIFASICO

Los pozos, generalmente, presentan valores de corte de agua que varían desde un 5% hasta 95%
aproximadamente. La medición más compleja, en este caso, sería la del corte de agua.
Premisas importantes para el diseño:

• El error en la medición deberá ser lo más bajo posible.
• La medición más importante es el volumen de petróleo que contiene el pozo.

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• Las mediciones no deben ser afectadas por cambios en las propiedades que varían de un pozo
a otro.
• La relación costo/beneficio del conjunto debe ser óptima.

No existe actualmente en el mercado, un instrumento que analice el corte de agua cumpliendo con las
premisas de diseño en el rango 0 – 100 %. Por tal motivo, el medidor de corte de agua es el instrumento
crítico.

Al separar en tres fases (gas, agua y petróleo) se logra llegar a una concentración de agua en la salida
de crudo menor al 50%. En este rango se pueden alcanzar los niveles de error pretendidos.

1) UNIDAD FREE WATER KNOCKOUT

Los Free Water Knockout son separadores trifásicos que actúan mediante los principios de separación
física, es decir, por la sola influencia de las fuerzas de gravedad debidas a la diferencia de densidades
entre el hidrocarburo, el agua y el gas.

La aplicación más importante tiene lugar sobre los hidrocarburos decantables en condiciones definidas
de velocidad.

Existe una gran dispersión entre los datos de repartición de tamaño entre los glóbulos a separar en el
líquido, así como variaciones importantes en sus densidades, temperatura, composición de las materias
en suspensión, etc. Además, puede ocurrir que no exista correspondencia alguna entre la fineza del
corte granulométrico teórico de la separación y el contenido residual de hidrocarburos en el efluente de
un separador.

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Por esto, la performance de los separadores por gravedad no pueden ser predeterminadas ni por
supuesto garantizadas en ningún caso. No obstante, el método de experimentación y de cálculo según
se ha establecido en las Normas API está destinado a permitir teóricamente la eliminación de glóbulos
de hidrocarburos mayores a 150µm.

El sistema de separación trifásico tipo Free Water Knockout, es un proceso cerrado de separación de
agua para su posterior tratamiento a fin de su inyección en proyectos de Recuperación Secundaria, y
separación del crudo y del gas para su posterior tratamiento.

Las ventajas de este sistema correctamente diseñado en base a nuevos adelantos tecnológicos, son:

• ECOLOGICAS Sistema cerrado de separación trifásica.
Eliminación de piletas API de H° generalmente
A°
abiertas.
Eliminación de tanque cortador generalmente con
escape de gas.
• ECONOMICAS Tecnología moderna.
Niveles de proceso mas estables.
Disminución de stock improductivo.
No necesita recinto de contención como los
tanques.
No necesita limpieza de barros, se eliminan
automáticamente.

• EFICIENCIA Optimización del rendimiento.
Equipos cerrados y paquetizados.
Sistema compacto. Transportable. Resistente.
Diseño ASME Sec.VIII, recipiente sometido a
presión.
Simple manejo operativo. Menor espacio físico.
Cumple la función de amortiguar variaciones de
caudal.
Trabaja como separador trifásico y como skimmer.
La acción coalescente mejora la separación
líquido-líquido.
Totalmente automatizado.
Los efluentes resultantes cumplen con las
normativas.
Puede complementar otro sistema de tratamiento.
Los resultados operativos han tenido los
siguientes rendimientos

Los resultados operativos han tenido los siguientes rendimientos:

• Caudal procesado 7.000 m3/d agua + petróleo
• Petróleo crudo de ingreso 50% de agua + 22% de emulsión
• Agua tratada de salida: dw=1.02 gr/cm3, 60 ppm Hc, ∅ 70µn
• Petróleo tratado de salida SG=0.94, 15% de agua + 0% de emulsión
• Temperatura de operación 35°C
• Presión de operación 3 Kg/cm2

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En los sistemas de tratamiento de corte convencionales, es decir mediante piletas API ó tanques
cortadores debidamente equipados, los resultados operativos relacionados con la calidad de los
efluentes son considerablemente inferiores a los logrados mediante sistemas con FWKO.

Teniendo en cuenta el costo de provisión, montaje e instalación de un tanque cortador de como mínimo
2.000 m3 de capacidad, el costo del recinto de contención, pileta API y el sistema contra incendio,
necesarios para su seguridad operativa; el sistema de tratamiento Free Water Knockout representa un
ahorro económico de no menos del 60% respecto a los sistemas tradicionales de tratamiento.

Por lo tanto, el sistema de tratamiento, en su primera etapa de corte mediante la separación trifásica
utilizando unidades Free Water Knockout, resulta la alternativa mas aceptable teniendo en cuenta los
aspectos fundamentales en que hoy en día se sostiene la actividad petrolera, como son el impacto
ecológico, la eficiencia operativa y el aspecto económico.

El primer paso del tratamiento, hacia las condiciones finales que deben cumplir el agua para su re-
inyección en procesos de Recuperación Secundaria [TSS<0.5ppm, Hc<0.5ppm, SS/Hc<5µm (95%)], o el
petróleo para su ingreso a las refinerías [Agua<1.0%, sales<100gr/m3], es la etapa de corte, que es un
proceso convencionalmente realizado en tanques denominados cortadores, secundados con piletas API.

La necesidad de disponer de un sistema cerrado de tratamiento, que permita obtener altos rendimientos
operativos con un menor tiempo de retención del fluido hacia su destino final, ha dado origen a la
implementación de los denominados Free Water Knockout FWKO.

Los Free Water Knockout son generalmente separadores trifásicos que actúan mediante los principios de
separación física, es decir, mediante la sola influencia de las fuerzas de gravedad debidas al diferencial
de densidades entre el hidrocarburo, el agua y el gas. Su aplicación más importante tiene lugar sobre los
hidrocarburos decantables en condiciones definidas de velocidad y no ejerce acción sobre los
hidrocarburos aromáticos o los hidrocarburos no solubles pero finamente divididos.

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2) SEPARADORES

El separador es un recipiente horizontal al cuál ingresa el fluido proveniente de los pozos. Este fluido
está compuesto por gas, petróleo y agua, que se separan en el equipo por gravedad.

Pasos de la separación:

1. El agua es la fase más pesada, y es la que primero se retira, por el fondo del recipiente.
2. El petróleo es más liviano que el agua y una vez separados rebalsa por encima del bafle, y se
retira del recipiente por el fondo en el extremo opuesto a la entrada de fluido.
3. El gas es la fase más liviana y la más fácil de separar en este caso, se retira del separador por la
parte superior en el extremo del recipiente, haciéndolo pasar previamente por la caja de
chicanas donde se desprende de las últimas gotas de líquido que pudieron haber quedado
suspendidas en la fase gaseosa.

Para que la separación de las fases líquidas tenga lugar, las gotas deben:
- Formarse.
- Crecer en tamaño.
- Desplazarse Verticalmente.
Las gotas de agua que se formen en el seno de la fase de petróleo descienden, y las de petróleo que se
forman en la fase acuosa, ascienden.

FACTORES QUE INTERVIENEN EN LA SEPARACION

La separación de las fases depende de diversos factores como:

a) Tiempo de residencia en el equipo.
b) Densidad y viscosidad de los fluidos, que a su vez dependen fuertemente de la:
c) Temperatura de operación.
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d) Distribución de los tamaños de gotas de agua y petróleo en la entrada del equipo
e) Velocidad del gas en el equipo.
f) Presión de operación.

a) Tiempo de Residencia

Para garantizar un tiempo de residencia adecuado para cada una de las fases líquidas (petróleo y
agua), se calcula el volumen necesario del separador, considerando los caudales de cada fase que se
pretende separar. Quedan así determinados los niveles normales (NLL) de cada fase líquida dentro del
recipiente. Estos niveles se controlan mediante válvulas de control de nivel.
En el caso del nivel de petróleo, este se encuentra a la altura del bafle, ya que rebalsa por encima del
mismo hacia el cajón de petróleo. En el caso del nivel de agua, por ser ésta la fase más pesada de las
tres, se debe controlar la altura de la interfase petróleo-agua.

b) Temperatura

Para garantizar la temperatura adecuada, la corriente proveniente del pozo debe calentarse hasta 50°C
como mínimo. De ser necesario, se debe realizar un calentamiento previo.

c) Presión

En muchos casos, para garantizar una presión de operación adecuada, se establece un control de
presión con una válvula de control en la línea de salida de gas.

En los casos en que los pozos no posean gas, la presión se mantiene con un sistema de gas de
blanketing. Este sistema de blanketing consta de una válvula autorreguladora ajustada a la presión
correspondiente.

d) Velocidad de gas

Para garantizar una velocidad de gas adecuada, se dimensiona, considerando el flujo transversal de
gas en el equipo, la sección que se requiere para lograr la separación gas-líquido. Esto determina, junto
con otras consideraciones, el diámetro del separador.

e) Condiciones Externas

En ciertos casos, dependiendo de las condiciones y propiedades del fluido a separar, se deben
considerar las siguientes condiciones:

• Inyección de desemulsionante: Ayuda a la coalescencia (formación y crecimiento) de las
gotas, favoreciendo la separación de las fases de petróleo y agua. Sin desemulsionante, y para
valores de caudal cercanos a los de diseño, el espesor de la interfase y la estabilidad de la
emulsión petróleo-agua pueden interferir seriamente con la performance deseada para el
separador.
• Calentamiento previo: La separación de las fases depende, entre otras variables, de la
temperatura. Si la temperatura es muy baja, la viscosidad del petróleo es muy alta y se dificulta
notablemente la separación de fases, es decir, el ascenso del petróleo desde el seno de la fase

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acuosa, así como la formación y el descenso de las gotas de agua desde la fase de petróleo.
Para garantizar la temperatura adecuada, la corriente proveniente del pozo debe calentarse
hasta 50° como mínimo.
C
• Tracing & Aislamiento de líneas y equipos: Se considera recomendable la aislación y tracing
en el separador, como caso ideal. Para lograr una operación estable del separador, es
recomendable que la línea que va del calentador hacia el separador se encuentre aislada y
traceada.

3) TANQUES CORTADORES (GUN BARREL)

Un Tanque Cortador o "gun barrel" es un tanque tratador con flujo ascendente o descendente central
vertical que opera a presión atmosférica. Son utilizados para la separación de emulsiones de agua en
petróleo y operan bajo el principio de separación por diferencia de pesos específicos. Al ser el agua de
mayor peso específico que el petróleo, ocupa el fondo del tanque.

Al ingresar la producción bruta (agua, petróleo y gas) por el conducto central hacia la zona ocupada por
el agua separada en el interior del tanque, mediante el distribuidor, se incrementa la superficie de
contacto entre ésta fase y las gotas de agua emulsionadas en el petróleo produciéndole la coalescencia
de las gotas más grandes de agua.

Asimismo en el caso que el petróleo contenga cristales de sales, este contacto facilitará su eliminación
por su solubilización en el colchón de agua, circunstancia que se aprovecha para desalar el crudo dado
que existe un margen entre el contenido de sales de un agua de formación y su concentración de
saturación. Según los casos, también se suele agregar agua dulce para obtener un crudo con menor
tenor de sales.

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En cuanto a su constitución estructural, podremos encontrar una amplia variedad de diseños,

Un tanque Cortador puede tener o no un desgasificador ubicado en forma previa, por donde se hace
circular el fluido de producción para extraer el gas presente ya que éste, disuelto en la emulsión, atenta
contra la eficiencia del proceso de deshidratación por gravedad diferencial porque las burbujas de gas, al
liberarse "frenan" la decantación libre.

En yacimientos donde las cantidades de gas son despreciables, no suele vérselos.

En cuanto a la distribución del fluido dentro del tanque es factible encontrar distintas clases de difusores
o distribuidores de fluido así como una gran variedad de platos coalescedores.

La distribución homogénea del fluido en el seno del tanque, el choque del fluido en el plato coalescedor y
un buen colchón de lavado (habitualmente ocupan entre el 50 y 70% de la capacidad operativa del
tanque), asegurara una mejor coalescencia de las gotas de agua contenidas en la emulsión, facilitando el
proceso de deshidratación.

En cuanto al diseño de los platos coalescedores, se puede encontrar una amplia gama dispuestos en
cruz, en Y, apilados uno encima de otro y apenas espaciados entre sí, un único plato concéntrico tan
solo un 15% menor que el diámetro del tanque cortador, etc.

En todos los casos se busca aumentar la agitación del fluido de entrada mediante el choque de éste
contra el plato para incrementar la coalescencia de las gotas de mayor tamaño (de ahí la denominación
de plato coalescedor).

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Algunas formas típicas son las siguientes:

INGRESO DEL
INGRESO DEL
FLUIDO DE
FLUIDO DE

FIG. 1 - PLATO CONVADO CON DIENTES FIG. 2 - PLATO RECTO SIN DIENTES

INGRESO DEL
FLUIDO DE
PRODUCCION

FIG. 3 - PLATO RECTO DENTADO FIG. 4 - PLATOS SUPERPUESTOS

FIG. 5 – DOS, TRES O MÁS PLATOS DIVISORES DE FLUJO CUBIERTOS POR UN UNICO PLATO CENTRAL CUYO DIAMETRO PUEDE
ABARCAR ENTRE UN 70% Y UN 90% DE LA CIRCUNFERENCIA DEL TANQUE EN CUESTIÓN.

Cualquiera sea el diseño de los platos coalescedores, para que la separación agua-petróleo sea
adecuada, éstos deben estar sumergidos en la fase acuosa del tanque (colchón de agua). Para que ello
ocurra, la fase oleosa (el colchón de petróleo) debe mantenerse en una altura fija.

En el pasado, esta altura se mantenía mediante la utilización de piernas de purga o purgas manuales, en
la actualidad, las piernas siguen utilizándose pero acompañadas de sensores de nivel de interfase
comandados por telemetría que permiten un mejor control del stock de petróleo en los tanques y de la
altura de colchón.

De ésta manera se evitarán estiramientos (hidratación) de la interfase agua-petróleo y se impedirá que
ésta descienda por debajo del nivel de los platos.

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En caso de suscitarse el hecho e mantener los platos coalescedores sumergidos en la fase petróleo, se
hará notar la dificultad para facilitar la coalescencia y decantación de las gotas de agua de mayor
tamaño, retardando el tiempo de caída de gota y perjudicando directamente el proceso de deshidratación
en los tanques siguientes del sistema ya que el rebalse de petróleo contendrá mayores porcentajes de
agua y la estabilidad del colchón se verá afectada por el incremento en el tenor de emulsión,
acrecentando a su vez, el contenido de agua.

MISMO POSEE UN PLATO INFERIOR DEBAJO DEL CUAL SE ENCUENTRA LA PURGA DE AGUA PARA EL CIRCUITO DE SECUNDARIA Y POR
FIG. 6 – PLANO DE UN TANQUE CORTADOR ACTUALMENTE EN OPERACIÓN EN LA CUENCA DEL GOLFO SAN JORGE. NOTESE QUE EL

DEBAJO DEL PLATO SUPERIOR, SE UBICA LA ENTRADA GENERAL DEL FLUIDO DE PRODUCCION.

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4) TANQUES LAVADORES (WASH TANKS)

Un tanque lavador o Wash Tank está diseñado para "lavar" la emulsión por pasaje, en su carrera
ascendente, a través de un colchón acuoso de menor salinidad que la del agua emulsionada. Es
además, un tanque atmosférico que permite acelerar la decantación favoreciendo la coalescencia de las
gotas de emulsión.

Al igual que en los Tanques Cortadores, existen muchos diseños de tanques Lavadores y, en algunos
casos, podremos encontrar más de uno funcionando conjuntamente en uno solo.

En los Tanques Lavadores, la salinidad del colchón de agua debe ser controlada regularmente para que
mantenga capacidad de dilución del agua salada. Para ello debe alimentarse con agua dulce. En la
práctica, este procedimiento suele realizarse en los tratadores eléctricos o electrostáticos debido a que el
3
caudal de agua dulce necesario es por demás inferior al requerido en un tanque de 2.000 m o más.

En los tanques lavadores el crudo a tratar ingresa mediante un dispersor, por el fondo del tanque. En
éste sentido, un Tanque Cortador puede, llegado el caso, operar como un wash tank.

Para el dimensionamiento de un Tanque Lavador debe tenerse en cuenta que la velocidad de ascenso
del petróleo debe ser superior a la de sedimentación del agua para que el "lavado" sea eficiente.

Como ya mencionamos, la temperatura del crudo a tratar es muy importante para lograr la eficiencia del
proceso.

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PLANO DE DISEÑO TANQUE LAVADOR

PLANO DE UN TANQUE LAVADOR ACTUALMENTE EN OPERACIÓN EN LA CUENCA DEL GOLFO SAN JORGE. NOTESE QUE EL MISMO
POSEE DOS PLATOS INFERIORES CUBIERTOS POR UNO DE MAYOR ENVERGADURA.

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5) TRATADORES TERMICOS (HEATER TREATER)

Un tratador combina una sección de calentamiento del crudo a tratar con otra de coalescencia en un
mismo equipo.

Suelen instalarse aguas debajo de separadores y FWKO, tienen tiempos de residencia generalmente
cortos y pueden ser horizontales o verticales. En un tratador, vertical por ejemplo, la emulsión ingresa
por la parte superior y viaja en caída vertical por un tubo hasta el dispersor que se aloja debajo de la
línea del tubo de fuego.

La sección inferior obra de FWKO (de pequeño volumen), la emulsión asciende a través de la sección de
coalescencia. Por la cabeza se elimina el gas liberado y se encuentra el rebalse de crudo tratado.

En tratadores de diseño avanzado se incorpora una sección coalescedora para acelerar el proceso. Un
coalescedor es un medio mecánico (mallas o placas) que provoca la asociación entre gotas y su
crecimiento dentro de la fase continua.

Un tratador resume, en un solo equipo los efectos de químico, calor y decantación. Para ello reúne los
siguientes elementos: una zona de separación gas - petróleo; una de separadores de agua libre (FWKO);
un calentador; un tanque lavador; una sección filtrante; otra de estabilización y una tercera decantadora.

6) LOS TRATADORES ELECTRICOS (ELECTRICAL DEHYDRATORS)

En el año 1908, una tubería para petróleo crudo de u$s 4.000.000 cercana a la U. de California se hizo
inoperable para la emulsificación de agua en el aceite. En esa época el Dr. Cottrel se encontraba
desarrollando en la universidad su proceso de precipitación eléctrica de aerosoles (gotas muy finamente
dispersas en un gas) con lo que participo del estudio del problema.

Resolvió la emulsión aplicando un campo de alto voltaje y esa solución técnica se generalizo.

Los procesos de deshidratación electrostática consisten en someter la emulsión a un campo
eléctrico intenso, generado por la aplicación de un alto voltaje entre dos electrodos. Este
dispositivo, generalmente tiene características similares a los de los equipos de separación
mecánica presurizados, añadiendo a éstos el sistema de electrodos y de generación de alto
voltaje. La aplicación del campo eléctrico sobre la emulsión induce a la formación de dipolos eléctricos
en las gotas de agua, lo que origina una atracción entre ellas, incrementando su contacto y su
posterior coalescencia. Como efecto final se obtiene un aumento del tamaño de las gotas, lo que
permite la sedimentación por gravedad.

Un deshidratador electrostático está dividido en 3 secciones. La primera sección ocupa

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aproximadamente el 50% de su longitud y es llamada “Sección de calentamiento”. La segunda
sección es llamada “Sección central o control de nivel” y esta ocupa por alrededor del 10% de su
longitud ubicada adyacente a la sección de calentamiento. La tercera sección ocupa el 40% de la
longitud del deshidratador y es denominada “Sección de asentamiento” del agua suspendida para
producir crudo limpio. Las parrillas de electrodos de alto voltaje están localizadas en la parte superior
del recipiente, arriba de la interfase agua-aceite.

Entre las ventajas que posee los deshidratadores electrostáticos en comparación con los sistemas
de tanques de lavado es que son menos afectados en su operación por las características
de los crudos (densidad, viscosidad), agua o agentes emulsionantes, ofrecen mayor flexibilidad, el
tiempo de residencia asociado es relativamente corto y por otra parte, son de menor dimensión.
Además, con el tratamiento electrostático se obtiene una mejor calidad del agua separada y una
mayor flexibilidad en cuanto a las fluctuaciones o variaciones en los volúmenes de producción (Guzmán
et al., 1996).

Entre las desventajas que presentan los equipos de deshidratación electrostática están:

1) Requerimiento de supervisión constante en su operación.
2) Instalación de sistemas de control más sofisticados, lo que incide tanto en los costos de
operación como de inversión.
3) Instalación de sistemas de carga para un mayor control de flujo al equipo, ya que
necesitan para su operación condiciones de flujo estables y controladas.
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4) Los dispositivos del equipo podrían ser afectados por los cambios en las propiedades
conductoras de los fluidos de alimentación, cuando se incrementa el agua, la salinidad y
5) la presencia de sólidos.
6) El nivel de agua libre es controlado por dos medidores de nivel en paralelo y con
diferentes principios de operación. Esta es la variable más difícil de manejar, ya que un valor
alto podría hacer que el agua tenga contacto con las parrillas energizadas y halla un corto
circuito en el equipo y sus correspondientes daños al sistema eléctrico.

Estos equipos se utilizan cuando la velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta, dada por
la Ley de Stokes. Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diámetro en un crudo de 33 °API
a 100 ° y una viscosidad de 6,5 cp se asienta a una velocidad de 0,07 ft/hr. Como la molécula de
F
agua es polar, el campo eléctrico incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite por
dos mecanismos que actúan simultáneamente:

o Sometidas a un campo electrostático, las gotas de agua adquieren una carga eléctrica neta.
o La distribución al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el campo
electrostático se alinean con su carga positiva orientada al electrodo cargado (negativo).

Estas fuerzas de atracción electrostática pueden ser mucho más grandes que la fuerza de gravedad
presente. La relación de fuerza electrostática con la fuerza de gravedad es de
aproximadamente de 1.000 para gotas de agua de 4 micras de diámetro en crudo de 20° API
expuesto a un gradiente eléctrico típico de 5 kiloVoltios/pulgada.

Los tratadores electrostáticos son usados generalmente cuando existen las siguientes
circunstancias:

• Cuando el gas combustible para calentar la emulsión no está disponible o es muy costoso.
• Cuando la pérdida de gravedad API es económicamente importante.
• Cuando grandes volúmenes de crudo deben ser tratados en una planta a través de un número
mínimo de recipientes.

Las ventajas del tratamiento electrostáticos son:

Hoja 19


• La emulsión puede ser rota a temperaturas muy por abajo que la que requieren los tratadores-
calentadores.
• Debido a que sus recipientes son mucho más pequeños que los calentadores, eliminadores de agua
libre y gun-barrels, son ideales para plataformas petroleras marinas.
• Pueden remover mayor cantidad de agua que otros tratadores.
• Las bajas temperaturas de tratamiento provocan menores problemas de corrosión e
incrustación.

7) DESALACION DEL CRUDO

El proceso de desalación consiste en la remoción de las pequeñas cantidades de sales
inorgánicas, que generalmente quedan disueltas en el agua remanente, mediante la adición de una
corriente de agua fresca (con bajo contenido de sales) a la corriente de crudo deshidratado.
Posteriormente, se efectúa la separación de las fases agua y crudo, hasta alcanzar las
especificaciones requeridas de contenido de agua y sales en el crudo.

Las sales minerales están presentes en el crudo en diversas formas: como cristales
solubilizados en el agua emulsionada, productos de corrosión o incrustación insolubles en agua y
compuestos organometálicos como las porfirinas.

Después de la deshidratación o del rompimiento de la emulsión, el petróleo crudo todavía contiene un
pequeño porcentaje de agua remanente. Los tratamientos típicos anteriormente mencionados
(adición de desemulsionante, calentamiento, sedimentación y tratamiento electrostático) pueden
reducir el porcentaje de agua del crudo a rangos de 0,2-1 % volumen.

La salinidad de la fase acuosa varía desde 100 ppm hasta la saturación, que es de 300.000 ppm (30
% peso); sin embargo lo usual es encontrar salmueras en el rango de 20.000-150.000 ppm (2 a 15 %
peso). Por comparación, el agua de mar contiene de 30.000-43.000 ppm (3 a 4,3 % peso) de sales
disueltas. El contenido de sal en el crudo normalmente es medido en libras de cloruro, expresado
como cloruro de sodio equivalente por 1.000 barriles de crudo limpio (Libras por Mil Barriles, LMB o
en inglés Pounds per Thousand Barrels, PTB).

Cuando el crudo es procesado en las refinerías, la sal puede causar numerosos problemas
operativos, tales como disminución de flujo, taponamiento, reducción de la transferencia de calor en
los intercambiadores, taponamiento de los platos de las fraccionadoras. La salmuera es también
muy corrosiva y representa una fuente de compuestos metálicos que puede envenenar los
c ostosos catalizadores. Por lo tanto, las refinerías usualmente desalan el crudo de entrada entre 15
y 20 PTB para el caso de refinerías sencillas, en aquellas de conversión profunda las
especificaciones pueden ser más exigentes, alcanzando valores de 1 PTB (Layrisse et al.,
1984).

Hoja 20


El desalado en campo reduce la corrosión corriente aguas abajo (bombeo, ductos, tanques de
almacenamiento). Adicionalmente la salmuera producida puede ser adecuadamente tratada para que no
cause los daños mencionados en los equipos y sea inyectada al yacimiento, resolviendo un
problema ambiental. En ausencia de cristales de sal sólidos, el contenido de sal en el crudo deshidratado
está directamente relacionado con el porcentaje de agua y con la concentración de salinidad de la fase
acuosa (en ppm de NaCl).

El desalado se realiza después del proceso de rompimiento de la emulsión en
deshidratadores electrostáticos y consiste de los siguientes pasos:

a) Adición de agua de dilución al crudo.
b) Mezclado del agua de dilución con el crudo.
c) Deshidratación (tratamiento de la emulsión) para separar el crudo y la salmuera diluida.

El equipo convencional para el desalado incluye:

- Un equipo convencional de deshidratación (eliminador de agua libre, calentador o unidad
electrostática).

- Una “tee” para inyectar el agua de dilución.

- Un mecanismo que mezcle adecuadamente el agua de dilución con el agua y las sales del crudo.

- Un segundo tratador (tipo electrostático o tratador-calentador) para separar nuevamente el crudo y la
salmuera.

En base al desalado en una etapa, el requerimiento del agua de dilución es usualmente de 57 % con
respecto a la corriente de crudo. Sin embargo, si el agua de dilución es escasa, el desalado en dos
etapas reduce el requerimiento del agua de dilución a 1-2 % con respecto a la corriente del crudo.

Consideraciones de diseño

La cantidad de agua requerida en el proceso es una función de la:

- Salinidad del agua emulsionada y del agua fresca.
- Cantidad de agua emulsionada.
- Eficiencia de mezclado.
- Nivel de deshidratación.
- Especificación del contenido de sal en el crudo requerida o PTB.

Nivel de deshidratación:

Esta es la variable más importante para reducir el requerimiento de agua de dilución. La dilución de
la salmuera de entrada para alcanzar la especificación de salinidad requerida es inversamente
proporcional al nivel de deshidratación alcanzado. Adicionalmente es importante reducir el porcentaje de
agua del crudo deshidratado para mantener baja su salinidad. Esto explica el uso frecuente de los
tratadores electrostáticos para reducir el porcentaje de agua remanente en el crudo a valores de 0,1-

Hoja 21


0,15 % volumen, ya que sin el campo electrostático el agua remanente en el crudo varía entre 0,2-1 %
volumen. En muchos casos es muy difícil alcanzar valores de 0,5 % de agua sin el uso de los tratadores
electrostáticos.

Eficiencia de mezclado.

Después de la deshidratación el agua remanente en el crudo existe como pequeñas gotas de agua
dispersas de modo uniforme en el seno del crudo. Un completo mezclado de todas esas gotas no es
posible. Por lo tanto, es una práctica estándar asumir que una fracción del agua de dilución se mezcla
completamente con las pequeñas gotas del agua remanente en el crudo, mientras que la porción
restante del agua de dilución pasa a través del equipo desalador sin sufrir ningún cambio.
Generalmente “ ” se considera como la eficiencia de mezclado.

Para la selección de un sistema de tratamiento óptimo de un crudo específico, deben
considerarse una serie de factores para la determinación del método de tratamiento deseable, entre
los cuales se citan:
- Características de la emulsión.
- Gravedad específica del crudo y del agua de producción.
- Características corrosivas del crudo, el agua de producción y el gas asociado.
- Tendencias a la deposición de sólidos y generación de incrustaciones del agua de
producción.
- Volúmenes de fluidos a tratar y contenido de agua en el crudo.
- Tendencias a la deposición de parafinas y asfaltenos del crudo.
- Presiones de operación deseables en los equipos.

Además de los factores antes mencionados para la selección del sistema de tratamiento, los cuales a
su vez permiten escoger los separadores electrostáticos en aquellos casos en que las emulsiones
esperadas sean de alta estabilidad, por lo que debe considerarse una serie de parámetros básicos
asociados a la acción del campo electrostático. Entre estos factores se cuentan (Lowd et al., 1967;
Burris 1974, 1978):

- Temperatura de separación.
- Factor de carga (barriles de crudo tratado por día/área de rejilla electrostática), el cual define el tiempo
de retención del crudo como la velocidad de sedimentación de las gotas de agua.
- Voltaje o diferencia de potencial requerida por unidad de longitud de separación de rejillas.
- Factor de velocidad de sedimentación (el cual relaciona las propiedades físicas del crudo y el agua, y
representan la fuerza impulsora de la separación gravitacional).

UN RESUMEN

Todos los equipos de TC se diseñan, en base a las propiedades de los fluidos a tratar y a los para
metros operativos que un tratamiento eficiente requiere.

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En general, durante el diseño no se considera la necesidad, el tipo y la concentración de los químicos
que será necesario incorporar para coadyuvar (asistir) a la eficiencia de los procesos.

El mayor inconveniente con el que tropieza el operador de la PTC (Planta de Tratamiento de Crudos) es
la variación temporal y espacial de la carga a la PTC.

Generalmente, una vez puesta en marcha la PTC la variación de los fluidos (otros horizontes y diferentes
fluidos), de los sistemas de producción / extracción y la llegada de químicos de tratamiento de pozos,
atentan contra la normal operación de la PTC.

Una vez diseñada, construida y montada no hay mucho margen para cambiar condiciones operativas, el
primer gran inconveniente surge cuando se supera la capacidad de tratamiento de diseño (deben
reducirse los tiempos de residencia). El segundo gran inconveniente es la irrupción de agua con la
necesidad de manejar grandes % de la misma.

8) TANQUES SKIMMER

Estos tanques son el dispositivo más común y simple para remover el hidrocarburo disperso en el agua
de inyección. Son tanques cuya función es proveer el tiempo suficiente de retención para lograr separar
la fase petróleo formando un sobrenadante, el cual podrá ser eskimmeado posteriormente a piletas o
tanques de tratamiento de crudo recuperado.

Existen diversos diseños dependiendo de las necesidades de cada yacimiento en particular, incluyendo
variados dispositivos de entrada y salida de fluido.
Los Tanques Skimmer son empleados como la primera etapa de separación del grueso de petróleo
remanente en el agua para recuperación secundaria, luego de que ésta es separada en los Tanques
Cortadores y/o Free Waters. Generalmente se encuentran otros equipos de remoción en forma posterior
a éstos (wemcos, CPI, tanques inyectores, filtros coalescedores, etc.)

Hoja 23


También se puede encontrar tanques skimmer horizontales como muestra la figura anterior y tanques
Skimmer “baffleados”, es decir, con baffles o paredes interiores cuya función es la de desviar el fluido en
forma de laberinto, evitando canalizaciones de flujo y aumentando el tiempo de residencia para, de ésta
forma, facilitar la separación de las gotas de petróleo dispersas en el agua de inyección

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BAFFLE

INGRESO DE
FLUIDO

SALIDA DE
FLUIDO

EL ESQUEMA SUPERIOR MUESTRA COMO SE DISPONEN LOS
BAFFLES EN EL INTERIOR DEL TANQUE. EL FLUIDO CIRCULA
SORTEANDO ESTOS BAFFLES HASTA LA SALIDA.

EN LA IMAGEN DE LA DERECHA SE OBSERVA EL TAMAÑO QUE
TIENEN LOS BAFFLES EN EL INTERIOR DEL TANQUE. VAN DESDE
EL PISO HASTA CASI EL TECHO, SUPERANDO LA CANALETA O
CORONA DE REBALSE DEL PETRÓLEO ESKIMMEADO.

9) UNIDAD DE FLOTACION O WEMCO

Las unidades de flotación son equipos de agitación mecánica que permite una mejor separación de
petróleo que los tanques skimmer. Estos equipos poseen varios rotores, encargados de generar la
agitación necesaria para facilitar la separación de petróleo
por diferencia de pesos específicos.
Se encuentran divididos en varios compartimientos o
celdas de flotación y pueden ser ayudados en sus tareas
por burbujeo de gas de “blankett “. Para lograr cierta
eficiencia en su rendimiento, las unidades de flotación
deben generar espuma suficiente para arrastrar tanto al
petróleo sobrenadante como a los sólidos suspendidos en
el agua de inyección. Para ello suele emplearse
productos químicos denominados floculantes o
desemulsionantes inversos que son los encargados de aglutinar las partículas dispersas(tanto sólidos
como petróleo) formando “flocs”.

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Estos flocs son luego empujados hacia unos buches o cajones dispuestos en los laterales de cada
compartimiento de la unidad de flotación, por la acción de paletas mecánicas.
3 3
Para lograr una buena agitación, se utilizan aproximadamente 6,8 m de gas por cada m de agua
tratada.

VISTA INTERIOR DE UNA UNIDAD DE FLOTACION DONDE VISTA DE LAS APLETAS MECANICAS. NOTESE QUE GIRAN
SE APRECIA EL BUCHE (DONDE ES SEPARADO EL PERMANENTEMENTE SUJETAS DE UN EJE CENTRAL. PARA
SOBRENADANTE JUNTO CON LA ESPUMA) Y LAS APLETAS QUE SU FUNCIONAMIENTO SEA EFICIENTE, EL NIVEL DE
MECANICAS. FLUIDO DENTRO DEL WEMCO DEBE SER VERIFICADO
PERMANETEMENTE.

Hoja 26


Estos mismos equipos pueden encontrarse inducidos solamente por gas, sin necesidad de motores
eléctricos que agiten el fluido. Al igual que los anteriormente descriptos, poseen paletas y buches de
descarga para el sobrenadante de petróleo y sólidos.

Hoja 27


En estos equipos, el agua limpia es bombeada desde la descarga de la celda de flotación a través de un
eductor ubicado en cada una de ellas como se podrá apreciar en la figura anterior. Esto crea centros
localizados de baja presión provocando que el gas natural fluya desde el espacio de vapor hacia el
eductor donde se mezcla con el agua.

Este tipo de unidad típicamente usa menos potencia y gas que las unidades de flotación con rotores. Un
consumo habitual en estos equipos se ubica en el orden de 1.80 m3 de gas por m3 de fluido.
La mayoría de estas unidades no poseen la opción de regular el caudal de gas inyectado en el equipo,
por lo que muchas veces su rendimiento varía pudiendo empeorar si la relación gas/agua se amplía en
demasía.

Estos equipos a gas suelen ser utilizados en la explotación off shore para tratar el agua antes de ser
inyectada nuevamente o directamente vertida al mar.

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10) C.P.I. (CORRUGATED PLATE INTERCEPTOR)

Los CPI utilizan un pack de platos corrugados dispuestos paralelamente. El pack entero se ubica en un
ángulo de 45º. Es empleado más frecuentemente en las operaciones de producción que los PPI (Parallel
Plate Interceptor).

El CPI es un eficiente separador de petróleo y ocupa muy poco espacio en la instalación de planta,
principalmente son usados en plataformas e instalaciones off shore donde los espacios son muy
reducidos.

En los CPI, el fluido pasa a través de los platos, donde las gotas de petróleo dispersas en el agua se
adhieren a los mismos debido a lo irregular de su superficie.
Por una cuestión de diferencia de pesos específicos, el petróleo adherido a los platos se escurre
generando la coalescencia de las gotas a medida que se mueve hacia la parte superior del equipo,
mientras la fase acuosa es eliminada por el fondo del CPI.

Hoja 29


Los dispositivos de platos coalescedores presentan una debilidad. Al estar formados por pack de platos
corrugados muy próximos entre sí, son susceptibles de taponamientos si el agua a tratar posee
cantidades importantes de petróleo y/o sólidos dispersos.

11) TANQUES INYECTORES

Generalmente los tanques inyectores son la última instalación que forma parte del diseño de una planta
de tratamientos. Su función es brindar complemento al tanque skimmer y/o unidades de flotación que los
preceden, dando un poco más de tiempo a la última etapa de separación de petróleo contenido en el
agua de secundaria antes de que ésta sea inyectada al reservorio nuevamente.

Al igual que el diseño de tanques cortadores, pueden estar compuestos por un plato inferior cuya función
es evitar que el petróleo que ingresa con el agua se mezcle y/o revuelva el agua ya tratada. Suelen estar
acompañados por un plato superior que cumple una función similar al inferior, pero en éste caso es para
evitar que el petróleo desnatado (separado previamente) sea disgregado nuevamente en el agua ya
tratada por acción del movimiento generado por el fluido de entrada al tanque.

En otros casos simplemente son tanques vacíos cuya función se limita a brindar un poco más de tiempo
de residencia al agua a ser inyectada antes de pasar por las bombas.

12) FILTROS DE CARTUCHO

Los filtros de cartucho se encuentran disponibles venta en una amplia variedad de materiales y tamaño
de poro, también podemos encontrar cartuchos desechables y otros para contralavar.
La imagen contigua muestra algunos de los tipos de cartuchos más utilizados en la industria petrolera.

Hoja 30


Algunos filtros operan bajo el principio de filtración en superficie, formando una especie de torta en la
superficie exterior del filtro por acción de los sólidos y el petróleo suspendido. Otros utilizan una filtración

Hoja 31


más profunda reteniendo las partículas de sólidos directamente en el cuerpo de la fibra interna del
cartucho.

Los filtros de cartucho poseen una capacidad limitada para retener sólidos debiendo ser lavados
periódicamente o directamente reemplazados por nuevos. Por este motivo tradicionalmente han sido
empleados como un dispositivo de seguridad para prevenir el ingreso de grandes partículas de sólidos y
cantidades importantes de petróleo en las bombas de inyección.

Los filtros con cartuchos descartables son utilizados en lugares donde las concentraciones de petróleo y
sólidos suspendidos son reproducibles diariamente y no representan un problema serio. Por el contrario,
no suelen emplearse en plantas con variaciones marcadas en la calidad de agua debido a que el costo
de mantenimiento por reemplazo de los cartuchos (cada filtro puede tener hasta 8 cartuchos), paradas
de planta para mantenimiento y la disponibilidad de las partes a reemplazar, constituyen problemas que
pueden llegar a ser muy serios operativamente.

Los filtros de cartucho que pueden ser contralavados, se consideran filtros primarios capaces de brindar
una calidad de agua satisfactoria con un mínimo de inversión y requerimientos reducidos de espacio
físico.

Hoja 32


La desventaja que presentan este tipo de filtros, es la dificultad a eliminar las deposiciones de material
orgánico (bacterias y biofilm) cuando se realiza el contralavado ya que tienen a permanecer fuertemente
adherido a los mismos.

12) FILTROS COALESCEDORES DE RESINAS OLEOFLICAS

Estos filtros constan de tres cámaras encargadas de separar las distintas fases. El petróleo es separado
junto con los sólidos en la resina oleofílica, las gotas coalescen y son recolectadas en una de las
cámaras. Los sólidos permanecen en la resina y el agua pasa a través de ella para continuar hacia
tanques y otros.
Tienen la posibilidad de permitir la realización de contralavados o back wash haciendo pasar agua de
inyección a contraflujo con la finalidad de desprender los sólidos y el petróleo retenido en el filtro.

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BIBLIOGRAFIA
www.energia.mecon.gov.ar
www.ingenieroambiental.com
Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos - B.C Craft y M.F Hawkins, Jr.
Petroleum Exploration Handbook - Graham B. Moody
El abece del petróleo y del gas - IAPG
Revista “Cuencas Argentinas” Año 2 N°2
Bibliografía Técnica G.P.A.
Estrategias para el Eficiente Manejo del Crudo – G.P.A.
Applied Water Technology by Charles Patton.
IAPG – Deshidratación y tratamiento de emulsiones – Lic. Antonio Armilio

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Capítulo 2 instalaciones de superficie

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