Desalacion De Crudo

Desalación de Crudos

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 órgano metálicos como las porfirinas.

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).

Básicamente el proceso de desalación consiste en precalentar el crudo para disminuir la viscosidad, inyectar agua de lavado o exenta de sales, producir una mezcla intima entre ambos, contactarla con el agua residual del crudo y posteriormente separar el agua contendiendo la mayor proporción de impurezas. En definitiva se lleva a cabo la disolución de las sales presentes en el crudo, generándose pequeños electrolitos (gotas), sensibles a las variaciones de un campo eléctrico.

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 costosos 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).

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.

Las ventajas que origina el desalado del crudo pueden enumerarse:

 Incremento de la economía de combustible.

 Reducción de las tareas de limpieza.

 Reducción de las tareas de mantenimiento.

 Menor consumo de NH3.

 Aumento de la vida útil del catalizador.

 Aumento de la eficiencia operativa de la destilería.

 Reducción de la corrosión por sulfuro.

Problemas Comunes y Fallas en los Equipos de deshidratación:

Los problemas de operación en las plantas de tratamiento de crudos son variados y se presentan con frecuencia. Para garantizar la eficiencia de una planta, es necesario que los diversos factores que intervienen (calor, desemulsificante, agitación, electricidad y tiempo de residencia) estén balanceados entre sí. Si uno de estos se modifica, otro tendrá que cambiar a fin de restablecer el equilibrio.

Los cambios bruscos en la naturaleza de las emulsiones son poco frecuentes y pueden deberse a la introducción de una nueva corriente en forma temporal o permanente. En algunos casos debe cambiarse de desemulsificante.

Los productos empleados en estimulaciones ácidas a los pozos y los materiales producidos en la reacción, ocasionan cambios temporales en las emulsiones, cuando se incorporan lentamente en el aceite producido. En algunos casos es necesario tratarlo por separado.

Las variaciones repentinas en la carga que maneja la planta, son una de las causas más comunes de aumento en los contenidos de agua y sal del crudo tratado. La forma más práctica de compensarles, es empleando bombas dosificadoras de reactivo que, en forma automática varíen el numero de emboladas según la señal de carga o presión en la línea. La revisión periódica de algunos elementos ayuda a eliminar o identificar rápidamente las causas de una operación deficiente.

Los problemas operacionales más frecuentes y sus posibles correcciones son las siguientes:

1) Si el tratador mantiene su temperatura y opera correctamente, ajustar la dosificación de reactivo o cambiar el reactivo por otro más eficaz.

2) Si el tratador no conserva la temperatura adecuada, entonces:

a) Revisar termómetro y termostatos; b) verificar la operación continua del horno; c) comparar el calor proporcionado y las temperaturas de entrada y salida del aceite, agua y sus volúmenes respectivos, sabiendo que para elevar 10F el agua requiere 150 BTU y el aceite alrededor del doble. Si el calor requerido es mayor que

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