CAPÍTULO VIII - PLANTAS DE TRATAMIENTO DE PETRÓLEO

VIII-I) Introducción El destino final del petróleo producido en los pozos será una refinería, donde ha de ser procesado para obtener de él todos los productos y derivados. Estas refinerías exigen que el petróleo ingresado no contenga un porcentaje de agua e impurezas mayor al 1% y un máximo de 100 gramos de sales por cada metro cúbico de producto. Asimismo, los transportadores del crudo en barcos u oleoductos, también exigen estas condiciones para el petróleo a transportar, totalmente de acuerdo a las normas en vigencia. Por lo tanto se hace necesario acondicionar el crudo producido por los pozos, ya que el mismo generalmente está acompañado por agua de formación, sales contenidas en el agua, sólidos en distintos tipos y tamaños y otros contaminantes peligrosos y corrosivos. En los crudos producidos en la cuenca del Golfo San Jorge, no es frecuente encontrar azufre o sus combinaciones, lo que les confiere, evidentemente, una ventaja competitiva importante. Por lo tanto, a fin de acondicionar este crudo para la entrega, será suficiente con separar los sólidos y proceder a deshidratarlo, es decir a eliminar el agua que naturalmente contiene el petróleo, ya sea porque en ese estado se encuentra en la formación o bien porque se mezcla con el agua que producen otras capas. El contenido de sales generalmente se encuentran en solución en el agua de formación, por lo que eliminando el agua, al mismo tiempo se eliminan aquellas. .Cuando en una planta de tratamiento se recibe petróleo con un elevado porcentaje de agua, (superior al 50%) será necesario diseñar el proceso en más de una etapa, en las que se podrán reconocer diversos sectores y equipos con diferentes funciones: · separación del agua libre · eliminación del agua emulsionada · tratamiento del agua de drenaje para reutilizarla en inyección · bombeo del petróleo procesado hacia plantas de almacenaje o de embarques · medición del petróleo entregado Estas plantas de tratamiento utilizan equipos de calentamiento de mucha mayor capacidad que los calentadores de las baterías, ya que deben suministrar calor a volúmenes mucho mayores y menor tiempo de residencia. Los calentadores se reemplazan por equipos verticales de calentamiento, (hornos), de los que se puede observar una vista en la figura VIII-1.

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Fig. N° VIII-1

VIII-II Equipos para deshidratación Un primer método de separación de sólidos, agua y petróleo es hacer que la corriente de fluido entre en una situación de reposo o de movimiento mínimo, de manera de dar tiempo suficiente como para que la mezcla se separe por diferencia de peso, en sus componentes. Debido al efecto gravitacional, los sólidos más pesados quedarán en el fondo, a continuación el agua y luego, en la parte superior el petróleo, ya que éste es el más liviano de los tres componentes. Debido a que a veces la densidad de los petróleos es alta y muy cercana a la del agua, el proceso de separación por gravitación se hace muy lento y requiere de mayor tamaño de equipos y tanques a fin de disponer de mucho tiempo de residencia. Esta situación se agrava por la presencia de sólidos finos, emulsiones y parafinas y por los mayores caudales que es necesario tratar cuando se recibe producción de proyectos de recuperación secundaria. Por lo tanto, en estos casos, para utilizar solamente el sistema de decantación o separación gravitacional, es necesario contar con tanques especiales, de gran

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capacidad de almacenaje, y con calentamiento previo a fin de favorecer la separación.

VIII-II-I) Equipo de separación de agua libre (FWKO) Si los yacimientos producen con altos porcentajes de agua y en las baterías de campo se inyecta en los oleoductos algún producto químico destinado a la deshidratación, cuando el petróleo llegue a la planta de tratamiento, tendrá con seguridad un porcentaje importante de agua separada del petróleo. La instalación de un equipo separador de agua libre (FWKO) como primer etapa de separación simplifica el diseño del resto del circuito, ya que este equipo eliminará una gran parte del agua y el flujo a la salida contendrá porcentajes menores de agua, en el orden del 20% o menos. Estos equipos constan de un cuerpo cilíndrico horizontal cerrado (cuyo tamaño estará de acuerdo a los caudales a tratar, a las características del flujo y al tiempo de residencia deseado), que trabaja con cierta presión interior, dentro del cual se colocan una serie de accesorios, placas y distribuidores a fin de eliminar las turbulencias, obtener un flujo tranquilo y separado y brindar un camino sinuoso para aumentar el contacto entre si y el tiempo de permanencia. Una vista del mismo se puede ver en la figuraVIII-2 .

Fig N° VIII-2

VIII-II-III) Tratadores especiales Cuando el tanque lavador no es suficiente para deshidratar el crudo a los valores exigidos para la entrega, por que la emulsiones de agua en petróleo son muy “duras” y difíciles de romper, será necesario disponer de otros equipos más agresivos en su capacidad para eliminar el agua. Estos equipos generalmente se colocan luego de un separador de agua libre, en lugar del tanque lavador, pero hay casos en que el circuito se compone de uno o varios separadores de agua libre, de un tanque lavador y de un tratador especial para terminar de eliminar el agua que no pudo separar el tanque. Los equipos más comunes son los tratadores termo-eléctricos. Constan de un cuerpo cilíndrico horizontal, cerrado, que trabaja bajo cierta presión, similar a un separador de agua libre, en cuyo interior se distinguen dos partes: una primera de calentamiento del flujo, de alta capacidad de suministrar calor a los efectos de disminuir drásticamente el valor de la viscosidad del crudo y aumentar la diferencia de densidad entre el petróleo y el agua emulsionada. Otra

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segunda parte, de separación del agua, con accesorios y placas para distribuir el flujo, similar a un tanque cortador, pero con el agregado, en la parte superior, de dos grillas a modo de electrodos. Entre estas grillas se conecta un elevado campo eléctrico, de modo que al pasar el flujo entre ellas, las partículas de agua se cargan eléctricamente , lo que favorece la coalescencia y la precipitación de las mismas. Por lo tanto este tratador tiene dos lugares de separación del agua, una a la salida del sector de calentamiento, y otra a la salida de las grillas donde termina de separarse la parte del agua que no lo hizo por calentamiento.

VIII-III) Piletas API recuperadoras de petróleo En las plantas existen estas piletas, construidas en hormigón armado, para recuperar el petróleo que fluye con el agua de purga. En todos los tanques y equipos, junto con el agua separada, se “escapa” una pequeña cantidad de petróleo por las purgas de los tanques. Todas las líneas de purga confluyen a estas piletas API, especialmente diseñadas para separar y recuperar pequeñas películas de petróleo sobrenadante. El petróleo así recuperado es enviado nuevamente a los tanques o al ingreso de la planta, y el agua a los circuitos de tratamiento que corresponda.

VIII-IV) Sistema de control automático (LACT) Las plantas de tratamiento que deben entregar petróleo para embarque o para la venta a otras compañías, generalmente cuentan con unos equipos destinados a controlar en forma permanente el flujo del petróleo deshidratado, a fin de impedir que salga del proceso un petróleo que no esté dentro de las especificaciones estipuladas (Unidad de rechazo) y de medir en forma automática y continua los volúmenes bombeados o entregados. Este sistema consta de cuatro partes principales: la unidad de rechazo, la unidad de medición, la unidad de muestreo y el sistema de calibración.

VIII-IV-I) Unidad de rechazo Es un sistema o conjunto de elementos, intercalados en la línea de flujo que se dirige hacia los tanques de almacenaje y entrega, que permiten detectar continuamente el porcentaje de agua contenido en el petróleo procesado y desviar el flujo en forma automática hacia el proceso cuando ese porcentaje supera un valor definido. Consta de un tramo detector del porcentaje de agua y de una válvula de tres vías, comandada por un temporizador que recibe la señal del detector del porcentaje de agua. Si dicho porcentaje está por debajo de cierto valor establecido, la válvula permite el paso hacia los tanques de entrega, pero cuando el detector indica que el porcentaje está por arriba del límite impuesto, envía una señal al temporizador, el que ordena a la válvula que cierre el paso hacia los tanques de entrega al mismo tiempo que abre hacia la entrada al circuito de deshidratación, de manera de procesar de nuevo el petróleo que esté fuera de especificación.

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Algunos modelos incluyen alarmas sonoras o luminosas para indicar el desvío del flujo y también pueden registrar los valores y enviar señales a distancia, a centrales de control. Este sistema permite tener los procesos automatizados y continuos y la seguridad de que el crudo que ingrese a los tanques de entrega han de estar bajo las condiciones estipuladas.

VIII-IV-II) Unidad de medición automática (LACT) Una unidad LACT (Lease Automatic Custody Transfer) es un sistema que se instala a la salida de los tanques de almacenaje o a la entrada de los lugares de venta o entrega. Mediante un caudalímetro miden continuamente los volúmenes bombeados que pasan por el medidor y con un sistema electrónico registran los valores, convirtiéndolos a condiciones estándares de temperatura. (Figura VIII-4)

Fig. N° VIII-4

En la selección de estos equipos, se tendrán en cuenta las previsiones de bombeo, para tener a estos caudalímetros, que son del tipo de desplazamiento positivo, operando en los rangos correctos, de manera de no distorsionar las mediciones. Es necesario calibrar periódicamente este tipo de instrumentos pues tienen desgaste debido al paso de arena, a la viscosidad del líquido o al caudal pasante.

Constan también de un sistema de recolección automática de muestra del fluido que circula por el medidor, enviando a un recipiente colector una pequeña parte, proporcional al caudal que circula. Periódicamente este recipiente se lleva a un laboratorio para su análisis y determinación, entre otros parámetros, del porcentaje de agua que contiene, de manera de determinar con exactitud la cantidad de petróleo efectivamente transferido. Las LACT disponen de un sistema de calibración, a fin de realizar un ajuste con una frecuencia determinada en función de los volúmenes entregados y/o del tiempo de operación. El calibrador es un tubo en forma de “U” donde se compara el volumen desplazado en los mismos por una esfera de nitrilo que se mueve entre dos interruptores, impulsada por el mismo fluido que se entrega, el que se deriva a este circuito calibrador. En las figuras VIII-5 se observan parte de este equipamiento, la esfera de nitrilo y el tubo en U calibrador.

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Cuando la esfera sale de su alojamiento, impulsada por el mismo flujo del petróleo, dispara un primer interruptor que activa la lectura de pulsos en el contador del caudalímetro del equipo y cuando la esfera pasa por el segundo interruptor, corta la lectura de pulsos en el contador. Con el accionamiento de una válvula especial, se repite la operación en sentido contrario, completando un circuito de calibración. Este control se repite varias veces, sumando al menos cinco ciclos completos. Como el volumen desplazado por la esfera entre los dos interruptores se conoce a la perfección, se toma la lectura del medidor de pulsos, que debería representar exactamente al mismo volumen, y se lo compara con el del tubo calibrador. La diferencia entre ambos, si existe, se convierte en un factor de corrección con el que se afectará a todas las mediciones que se realicen hasta una nueva calibración. Todos los medidores de una unidad de este tipo son calibrados, ya que existen varias ramas por donde puede circular el petróleo a entregar, y siempre queda uno en reserva por si ocurre algún problema o para los casos de detención por mantenimiento. El sistema se completa con los accesorios y válvulas necesarias. Algunos equipos disponen de la posibilidad de enviar señal a distancia, de manera de poder adoptar algún sistema de telesupervisión o teleseñal con envío de datos y de alarmas para el caso de falta o exceso de temperatura, variaciones en la presión de trabajo, falta de corriente eléctrica, bajo o alto caudal, o alguna otra

Fig. N° VIII-5

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