manaul d operaion d tanques

E XP L O R A C IO N Y P R O D U C C IO N OPERACIÓN DE TANQUES

MANUAL DE OPERACIÓN DE TANQUES.

ING. FEDERICO G. GARCIA ROMERO.

Rev. 0 MODULAR BOMBERO “C” 1

OPERACIÓN DE TANQUES E X P L O R A C IO N Y P R O D U C C IO N

O B J E T I V O INSTRUCCIONAL.

AL FINALIZAR EL CURSO EL PARTICIPANTE

ADQUIRIRA Y APLICARÁ LOS

CONOCIMIENTOS TEÓRICO-PRÁCTICO PARA

OPERACIÓN Y LA MEDICIÓN DE NIVEL EN

TANQUES DE LAS INSTALACIONES DE LA

COORDINACIÓN DE OPERACIÓN DE POZOS E

INSTALACIONES DE EXPLOTACIÓN DEL

ACTIVO INTEGRAL VERACRUZ.

2 MODULAR BOMBERO “C” Rev. 0


El almacenamiento es considerado una parte importante dentro

de la industria, ya que debido a esta operación se mantiene al

producto en condiciones óptimas para el proceso donde será

requerido, para ello se hace uso de diversos contenedores

como son tanques y recipientes de diferentes capacidades, por

lo anterior es necesario describir la clasificación que se hace de

ellos así como de las partes principales que los componen,

instrumentación, especificaciones y condiciones de operación y

seguridad.

Debido a la gran variedad de productos a almacenar, como son:

aceite, agua, lodos de perforación, productos refinados del

petróleo, etc. En este capítulo, se hace una clasificación de los

tanques y recipientes, se mencionan sus partes más

importantes así como la función de cada una de estas.



1.1 CLASIFICACIÓN DE TANQUES Y RECIPIENTES.

Los líquidos podrán ser almacenados en diversos sistemas, clasificándose de manera general en ``sistemas convencionales'' y ``sistemas no convencionales''.

En esta sección se describen los sistemas convencionales de almacenamiento, los cuales se refieren a los diferentes tipos de tanques utilizados en la industria de la refinación y que podemos subclasificar de la siguiente manera.

A tm o s fé ric o sV e rt ic a le s

F o rm a d e d o m o.

F o rm a d e c o n o.

C il ín d ric o s

T e c h o f i jo

TA

NQ

UE

S Y

R

EC

IPIE

NT

ES

D e c u b ie rta s im p le.

D e c u b ie rta d o b le.T e c h o f lo t a n te

C rio g é n ic o s (re f rig e ra d o s)

H o riz o n ta le s.

V e rt ic a le s.A p re s ió n

E s fé ric o s

In te rn o (m e m b ra n a ríg id a o f le x ib le)

FIG. 1–1. CLASIFICACIÓN DE TANQUES Y RECIPIENTES.

El almacenamiento “no convencional” es todo sistema que no está descrito en la clasificación anterior, requiriendo especiales consideraciones en su proyecto, construcción y mantenimiento. Los almacenamientos ``no convencionales'' pueden ser:

a) Almacenamiento en pozas abiertas.b) Almacenamiento flotante.c) Almacenamiento en cavernas.d) Almacenamiento en tanques de concreto pretensado.e) Almacenamiento en plataformas marinas.

La selección del tanque de almacenamiento de un producto se hace en función a la clasificación de productos elaborada por la Asociación Nacional de Protección contra Incendio (NFPA, por sus siglas en inglés), Fig. 1–2, misma que está referida a la norma de referencia NRF-015-PEMEX 2008 “PROTECCION DE AREAS Y TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS INFLAMABLES Y COMBUSTIBLES.”



CLASE I -A CLASE I -B

(P.eb. < 37.8°C) (P.eb. > 37.8°C)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

22.8

37.8

INFLAMABLESCLASE I -C

GASOLINAS , NAFTAS Y OTROS

HIDROCARBUROS LIQUIDOS

37.8 °C

COMBUSTIBLESCLASE II

COMBUSTIBLESCLASE III -A

60 °C

93 °C

DIESEL , GASOLEO Y DIAFANO

CLASE III -B

COMBUSTOLEO Y OTROS PRODUCTOS

PESADOS

ASFALTOS Y RESIDUOS(CON POCA AGUA )

TE

MP

ER

AT

UR

A D

EL P

UN

TO

DE

IN

FLA

MA

CIO

N (

°C)

NOTA: Los alcoholes y solventes polares son liquidos inflamables , en tanto que el crudo y los recuperados de trampas pueden ser inflamables o combustibles

FIG. 1–2.CLASIFICACIÓN NFPA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS (NRF-015-PEMEX 2008).

1.1 TANQUES ATMOSFÉRICOS.

Los tanques atmosféricos se usan para líquidos que tienen hasta una máxima presión de vapor de 0.914 kg/cm2 abs (13 psia) a nivel del mar y temperatura estándar. Por cada 300 metros de elevación la máxima presión de vapor deberá ser reducida en 0.035 kg/cm2 abs (0.5 psia).

Los principales tipos de tanques atmosféricos son de de techo fijo y techo flotante.

a) Los tanques atmosféricos de techo fijo, pueden tener techo autosoportado o por columnas, la superficie del techo puede tener forma de domo o cono, y techos flotantes internos que a su vez puede ser de membrana rígida y membrana flexible. El tanque opera con un espacio para los vapores, el cual cambia cuando varía el nivel de los líquidos. Ventilaciones en el techo permiten en los tanques de techo fijo la emisión de vapores y que el interior se mantenga aproximadamente a la presión atmosférica pero produciéndose pérdidas por evaporación. Los tanques de techo fijo con membrana interna flotante son usados para reducir las emisiones de vapor de los productos almacenados.



b) Los tanques atmosféricos de techo flotante, son aquellos en que el techo flota sobre la superficie del líquido, eliminándose el espacio para los vapores, destinados al almacenamiento de productos inflamables clases 1A, 1B, 1C. Los principales tipos de techo flotante son: Techos de cubierta simple con pontones, techos de cubierta doble con pontones. Los tanques atmosféricos de techo flotante serán utilizados en:

Almacenamiento de líquidos con Presión de Vapor Reid (PVR) mayor a 0.281 kg/cm2

abs (4 psia). Cuando el líquido es almacenado a temperaturas cercanas en 8.3 °C (15 °F) a su

punto de inflamación o a temperaturas mayores. En tanques cuyo diámetro excede los 45.0 metros y sean destinados a almacenar

líquidos de bajo punto de inflamación. Almacenamiento de líquidos con alta presión de vapor que son sensibles a la

degradación con oxígeno.

1.1.1 Tanques de almacenamiento verticales de techo fijo.

Los tanques verticales de techo fijo, se utilizan para almacenar petróleo y sus derivados, que se mantienen en estado líquido en condiciones ambientales (presión atmosférica y temperatura ambiente).

Se emplean para contener productos no volátiles o de bajo contenido de ligeros (no inflamables) como son: agua, diesel, asfalto, petróleo crudo, etc. Debido a que al disminuir la columna del fluido, se va generando una cámara de aire que facilita la evaporación del fluido, lo que es altamente peligroso. Para el almacenamiento de productos de alta viscosidad como combustóleo, residuo primario, gasóleos de vacío y aceite recuperado, se equipan con serpentines de calentamiento con vapor, en el interior del tanque (Haz de tubos aletados), para mantener caliente el producto, reducir su viscosidad, y así facilitar su manejo.

Este tipo de tanques están destinados al almacenamiento de líquidos combustibles que se almacenan a presión atmosférica, cuya clasificación NFPA corresponde a productos Clases II, IIIA y IIIB (NRF-015-PEMEX 2008).

En la Fig. 1–3 se ilustran las partes principales de un tanque vertical de techo fijo.



Válvula presión-vacío

TV - 204CRUDO

CAP. 100,000 Bls.

Flotador

Conexión a tierra Dren

Entrada

Hombre

Rompe vientosTecho Fijo Medidor de

nivelArrestaflama

Base de concreto

Entrada de productoSalida de producto

Sistema contraincendio (SCI)

Tubo de medición

FIG. 1–3. TANQUE VERTICAL DE TECHO FIJO.

En los párrafos siguientes se describe la función de las partes de los tanques verticales de techo fijo.

1. Conexión a tierra. Su finalidad es evitar acumulación de cargas estáticas que puedan producir una chispa, la cual en contacto con vapores de hidrocarburos puede producir un incendio. Estas cargas estáticas eléctricas se originan por el rozamiento de los líquidos con las partes metálicas del tanque y las tuberías.

2. Válvulas de presión-vacío (VPV). Estas válvulas constan de un par de discos sobrepuesto sobre una base circular. Operan de la siguiente manera: al existir una presión superior a la atmosférica, se levanta el disco del conducto de desfogue a la atmósfera, permitiendo la salida de los vapores, en caso de que se llegue a producir una presión de vacío, se levanta el disco del conducto de entrada de aire, permitiendo la entrada de este, cuya finalidad es proteger el tanque evitando deformaciones.

FIG. 1–4. VÁLVULA DE PRESIÓN-VACÍO CON ARRESTAFLAMA.

Las VPV (válvulas de presión y vacío) actúan en los siguientes casos:



Vaciado del tanque.

Llenado del tanque.

Alta PVR del hidrocarburo almacenado.

Aumento de la temperatura.

Exposición al fuego.

1. Arrestaflama. El arrestaflama está formado por una serie de laminillas acomodadas en círculos o transversalmente, las cuales evitan que al producirse una flama en el exterior del tanque penetre al mismo, anulando la posibilidad de una explosión.

FIG. 1–5. ARRESTAFLAMA.

2. Entrada hombre. Estas pueden ser una o más dependiendo del diámetro del tanque, las cuales se localizan cerca del fondo, se le conoce también como registro hombre, permitiendo la entrada al interior, cuando sea necesario realizar una limpieza o reparación, se cubre con una brida ciega exterior atornillada.

3. Tubo de medición. Se extiende desde el techo y está separado a 10 cm del fondo, aproximadamente, en el interior del tanque, permitiendo la medición del líquido, ya que cuenta con ranuras convenientes para permitir que el líquido entre al tubo sin que exista agitación. Es importante que al tomar mediciones del nivel del tanque con cinta métrica, se deje la boquilla de medición cerrada.

4. Sistema de contraincendios (SCI). El sistema generador de espuma efectúa la mezcla de concentrado y agua, esta sube a la cámara de espuma, Fig. 1–6, dentro de ella la mezcla es sometida a una aceleración y expansión, por medio del conjunto de placa de orificio y Vénturi. Después de esta etapa, admite en la mezcla el aire adecuado para formar finalmente una capa de espuma que se vierte suavemente al interior del tanque, extinguiendo al incendio por sofocación.



FIG. 1–6. CÁMARA DE ESPUMA.

FIG. 1–7. TANQUE DE ALMACENAMIENTO.

Entre los tipos de tanques atmosféricos verticales de techo fijo se puede encontrar las siguientes aplicaciones:

Tanques de medición.

Se utilizan para medir la cantidad de líquidos, su capacidad varía de 280 a 1000 Bls, Fig. 1–8. Estos tanques tienen la ventaja de ser fácilmente transportados a los lugares donde se requieran, sin necesidad de desarmarse.



FIG. 1–8. TANQUE DE MEDICIÓN.

Tanques para producción.

Se utilizan para medir y almacenar temporalmente líquidos. Su capacidad varía de 1000 a 5000 Bls, Fig. 1–9.

FIG. 1–9. TANQUE PARA PRODUCCIÓN.

1.1.1 Tanques verticales de techo flotante interno (membrana).

Los techos internos se construyen en aluminio y se coloca un domo geodésico como techo fijo del tanque. Las ventajas que presenta el domo con respecto a un techo convencional son:

Es un techo autosoportado, es decir, no necesita columnas que lo sostenga. Esto evita el tener que perforar la membrana.

Es más liviano.


E XP L O R A C IO N Y P R O D U C C IO N OPERACIÓN DE TANQUES Se construyen en el suelo y se montan armados mediante una grúa, evitando trabajos

riesgosos en altura.

Cuando se coloca un techo interno flotante, no se colocan válvulas de presión y vacío, sino que se colocan ventanas en la parte superior de la envolvente contra el techo.

FIG. 1–10. SOPORTES DEL TECHO FLOTANTE INTERNO.

Al techo flotante interno de un tanque, también se le conoce como membrana interna, está diseñada para garantizar que la mayor cantidad posible de emisiones contaminantes se mantengan por debajo de la cubierta.

La membrana flotante es una estructura metálica hermética sobre pontones cilíndricos de 10” de diámetro, que cumple con la norma API 650 apéndice h.

Cada membrana flotante es diseñada para cada tanque en particular, no existe membrana flotante interna prefabricada, la membrana se adapta a las necesidades de operación del tanque.

FIG. 1–11. CONSTRUCCIÓN DE LA MEMBRANA INTERNA DE UN TANQUE.



FIG. 1–12 TANQUES VERTICALES TECHO FLOTANTE

FIG. 1–13. TECHO INTERNO FLOTANTE.

Principales características del techo flotante interno (membrana):

Los pontones no están unidos a las patas de apoyo del techo. Sellado hermético de la cubierta evitando pérdidas por evaporación. Toda la tornillería en acero inoxidable. Mayor resistencia al peso. Espesor de lámina de la membrana de 0.025" a 0.040". Pontones de 10" de diámetro. Perfil periférico canal de 12".

Para que una cubierta interna flotante de aluminio pueda cumplir con la función para la cual fue diseñada debería estar hecha de la siguiente manera:

1. Estructura. Actualmente la estructura se diseña aislada del sistema de flotación; tomando en cuenta que los pontones no están diseñados para ser utilizados como miembros estructurales o para ser sometidos a flexión y compresión, mediante la unión de los soportes a sus tapas en los extremos, esto siguiendo las pautas establecidas en API 650, sección H, Párrafo h.4.7.4., donde establece que "se debe poner especial cuidado en la unión de los soportes a la estructura de la cubierta de modo que no se produzcan daños a los pontones y láminas de la cubierta.

De igual forma la estructura debe ser lo suficientemente rígida para soportar una serie de accesorios muy importantes como lo son: las láminas de la cubierta, los sellos periféricos y a la vez ser capaz de soportar 1000 libras por pie cuadrado.

2. Anillo perimetral. Consiste en un canal extruido en forma de "C" que forma el anillo perimetral. Es importante tener cuidado de mantener el espacio anular de forma pareja a los largo de la periferia de la cubierta flotante. La estructura que conforma el anillo perimetral va unida al resto del techo flotante.


E XP L O R A C IO N Y P R O D U C C IO N OPERACIÓN DE TANQUES3. Láminas de la cubierta. Sirven para cubrir toda el área superior de la cubierta y para

permitir el andar de personal sobre ella. No es utilizada, en ninguna forma como miembro estructural. Pueden ser espesor mínimo de 0.025".

4. Drenaje de la cubierta tipo check ball. La membrana esta equipada de drenajes para evitar la acumulación de producto sobre la cubierta.

Cuenta con un dispositivo tipo Check que evita la evaporación distribuida en el área de la cubierta y permite desalojar cualquier producto que alcance la parte superior de la membrana.

FIG. 1–14. TUBOS DE DRENAJES CONECTADOS A LAS VÁLVULAS, PROYECTADOS 4" PULGADAS DENTRO DEL PRODUCTO.

5. Pontones. Se utilizan para dar flotación a la cubierta y por medio de ensamblaje de sillas a la estructura principal (largueros y travesaño) que sirven de apoyo al pontón sin dañarlo.

Los soportes de las patas no están conectados a los pontones, están conectados al marco estructural de las vigas (largueros).

FIG. 1–15. PONTONES.

Esto permite mantener la estructura separada del sistema de flotación, por lo que los pontones no son utilizados como miembros estructurales (longitudinales o largueros) sino que son usados única y exclusivamente para dar flotación a la cubierta.

6. Soportes de la cubierta independiente de los pontones. Otra característica en el diseño, es el uso de soportes independientes del sistema de flotación.

7. Sellos. Tienen la misma función que los sellos descritos en “Tanques verticales de techoflotante externo.” Pág. Tanques verticales de techo flotante externo.. Pueden contar con soporte de zapata tipo tijera que permite un rango de operación desde 2" hasta 24".



FIG. 1–16. SELLOS DE LA MEMBRANA Y LAS PAREDES DEL TANQUE.

8. Venteos por presión y vacío en la membrana. Cuando se llena por primera vez el tanque y hay evaporación excesiva del producto, el venteo de presión permite descargas de gases a la parte superior de la membrana, evitando daños en la estructura de la misma.

En el caso de vaciar completamente el tanque, la membrana toca los soportes y puede generar vacío, por lo cual la válvula rompedora de vacío permite la entrada de gases para la protección de la membrana.

FIG. 1–17. VENTEO POR PRESIÓN Y VÁLVULA ROMPEDORA DE VACÍO.

Además de las partes mencionadas anteriormente, las membranas también cuentan con dispositivos como tubo de drenaje, cable de puesta en tierra, cable antirrotacional, entrada hombre, tubo de medición y aforo, venteos de sobrellenado.

Ver referencia en NFR-207-PEMEX 2009 “Membranas flotantes internas para tanques de almacenamiento atmosférico”

1.1.1 Tanques de almacenamiento verticales de techo flotante.

Como se mencionó anteriormente, los tanques verticales de techo flotante se usan para almacenar productos del petróleo que se mantienen líquidos a condicionas ambientales, pero con presión de vapor de aproximadamente 4 psi.

Estos tanques se utilizan para almacenar productos con alto contenido de volátiles, presión de vapor superior a la atmosférica como: petróleo crudo, gasolinas primarias, gasolinas finales y gasolinas especiales, las de alto octano como son las gasolinas reformada y catalítica, cuya clasificación NFPA corresponde a productos Clases IA, IB y IC, (NFR-015-PEMEX 2008).


E XP L O R A C IO N Y P R O D U C C IO N OPERACIÓN DE TANQUESEste tipo de techo fue desarrollado para reducir o anular la cámara de aire, o espacio libre entre el espejo del líquido y el techo, además de proporcionar un medio aislante para la superficie del líquido, reducir la velocidad de transferencia de calor al producto almacenado durante los periodos en que la temperatura ambiental es alta, evitando así la formación de gases (su evaporación), y consecuentemente, la contaminación del ambiente y, al mismo tiempo se reducen los riesgos al almacenar productos inflamables.

1.1.1.1 Tanques verticales de techo flotante externo.

En la Fig. 1–18, se indican los componentes principales de los tanques verticales de techo flotante externo y más adelante se hace la descripción de ellos.

SCI

Dren

Purga con sumidero

Entrada hombre

Manguera

Registro

Escalera y guía

Pontón

Barras centradoras de pontones

Anillo atiesador

Sello tubular de hule

Conexión a tierra

Banda de desgaste

Entrada de producto

Boquilla de medición

Base de concreto

Salida de producto

FIG. 1–18 TANQUE VERTICAL DE TECHO FLOTANTE

1. Drenaje del techo flotante. Debido a que es un techo que se encuentra a cielo abierto, debe tener un dren de agua de lluvia. Para esto, se diseña con colector con una válvula antirretorno, y una manguera que pasa por el interior del tanque hasta que sale por la parte inferior del tanque hacia el drenaje.

2. Sellos. Se encargan de minimizar las fugas de vapores en la unión entre el techo flotante y las paredes del tanque. Hay de distintos tipos y para obtener buenos resultados se coloca un sello primario y uno secundario. El sello primario (Fig. 1–19 y Fig. 1–20) que es indispensable, puede ser del tipo pantográfico de zapata o de espuma, montada en fase líquida. El sello secundario, Fig. 1–20, se monta sobre el primario y puede tener rodamientos que apoyen contra la pared del tanque.



FIG. 1–19. TANQUES VERTICALES – TECHO FLOTANTE – SELLO.

FIG. 1–20. SELLOS PRIMARIOS Y SECUNDARIOS.

3. Pontones. Son cilindros herméticos que flotan sobre el espejo del producto y sostienen al techo. No deben ser un componente estructural del techo sometido a esfuerzos, ya que esto produciría su pinchadura y posterior hundimiento.

4. Boquilla de medición. Para la medición manual de nivel, temperatura y extracción de muestras.

5. Entradas hombre. Son entradas al tanque con tamaños desde 508 mm hasta 914 mm de diámetro, para ingresar al interior del tanque con la finalidad de poder realizar limpieza, revisiones o reparaciones en el interior del tanque. La cantidad mínima necesaria la fija la norma API-650 y está en función al diámetro del tanque.

6. Boquilla de limpieza. Son aberturas de 1.2 x 1.5 m aproximadamente dependiendo del diámetro del tanque y la altura del primer anillo. Se colocan cuando se considera necesario.

7. Base de hormigón. Es un aro perimetral de hormigón sobre el que debe apoyar el tanque para evitar hundimiento en el terreno y corrosión del fondo.

8. Sistema de contraincendio. El sistema de contraincendio es similar al que se describió en las partes de los tanques verticales de techo fijo.

Dique. Muro de contención hermético de concreto o mampostería sólida, construido alrededor de uno o más tanques de almacenamiento para evitar la extensión de derrames de productos hacia otras áreas (NFR-015-PEMEX 2008). En caso de haber más de un tanque dentro del recinto, el mismo deberá ser capaz de contener la capacidad máxima del tanque más grande, más el 50% de la capacidad total de los tanques restantes. Los tanques de 100,000 Bls de capacidad o mayores deberán ubicarse en diques individuales.



FIG. 1–21. TANQUES VERTICALES DE TECHO FLOTANTE EXTERNO.

1.1.1 Protección contraincendio para tanques atmosféricos.

En los párrafos comprendidos desde 8.1.6 y 8.1.7 de la NRF-015-PEMEX 2008 se hace referencia de la protección contraincendio a base de inyección de espuma y la protección contraincendio por enfriamiento con agua

En refinerías y centros de trabajo de similar tamaño, la protección contraincendio a base de espuma mecánica estará constituida esencialmente por sistemas semifijos, los cuales están compuestos por formadores y descargas de espuma que se encuentran fijos a las instalaciones que se requieran proteger, y que se conectan por medio de mangueras a los equipos generadores de solución espumante. Estos sistemas deben complementarse con equipos móviles contraincendio cuyas características y capacidades deben estar acordes a las necesidades del centro de trabajo, Fig. 1–22 (NFR-015-PEMEX 2008).



Tanque de almacenamiento

Tuberías de alimentación a cámaras de espuma

Tomas siamesas de 2 ½ “ Ø

Red de agua de contraincendio

Hidrante con 2 tomas de 2 ½ “ Ø

Mangueras de descarga de 2 ½ “ Ø

Mangueras de succión

Hidrante con toma para camión

FIG. 1–22. SISTEMA DE PROTECCIÓN CONTRAINCENDIO.

De acuerdo a la norma de referencia NFR-015-PEMEX 2008, los tanques de almacenamiento deben contar con el siguiente sistema de enfriamiento.

Anillos de enfriamiento en todos los tanques atmosféricos de almacenamiento que contengan productos inflamables o combustibles, con capacidades de 5 mil Bls. y mayores.

En tanques de almacenamiento de productos calientes que cuenten con aislante térmico externo, la colocación o no de los anillos de enfriamiento quedará a juicio de la Subdirección Operativa.

Los tanques de almacenamiento de cúpula fija con altura de 8 metros o mayor, deben poseer un mínimo de dos anillos de enfriamiento: uno ubicado a 7 metros medidos a partir de la base del tanque, y otro en el extremo superior del último anillo de la envolvente (ver Fig. 1–23). Tanques de este tipo con altura menor de 8 metros, únicamente requerirán de un anillo de enfriamiento situado en el extremo superior del último anillo de la envolvente.



FIG. 1–23. ANILLOS DE ENFRIAMIENTO.

1.1.2 Pruebas para la detección de fugas en tanques atmosféricos.

Los métodos de pruebas usados para un tanque nuevo, pueden también emplearse cuando sea factible, para la detección de fugas en trabajos de inspección o para unificar la buena ejecución de los trabajos de reparación. Cuando un tanque ha sido reconstruido o se efectúa una reparación mayor, tal como la instalación de un fondo nuevo o la reposición de secciones grandes de la envolvente, el tanque debe probarse de manera similar a como se prueba un tanque nuevo.

Estas pruebas se efectúan en el fondo, envolvente y cúpula del tanque.

1.1.2.1 Pruebas del Fondo.

Son dos, los métodos más usuales para detectar fugas en el fondo de un tanque.

El primero es mediante el uso de la caja vacía, en este método, se cubre primero la junta soldada o área sospechosa con jabonadura y luego se coloca la caja sobre esta área, al producirse el vacío dentro de la caja, si hay fuga, ésta formará una burbuja.

El segundo método consiste en construir un dique provisional, alrededor del tanque, comúnmente de tabique, aproximadamente de 30 cm. de altura, se vierte agua en el canal formado y se mantiene a una altura de 20 cm. Esta agua sirve de sello al aire que se inyecta en el centro del fondo, a una presión de 3 pulgadas de agua, antes de inyectar el aire, se cubren todas las juntas soldadas con jabonadura; si hay fugas, estas se descubrirán por la formación de burbujas.

1.1.2.2 Prueba de la envolvente.

Una vez terminada la soldadura del tanque y antes de conectar cualquier tubería externa a él, la envolvente se probará del modo siguiente:

El tanque se llenará con agua y se inspeccionará frecuentemente durante el llenado, para tanques con cúpula fija, la altura de llenado será 5.08 cm. (2 pulgadas) arriba del ángulo superior; para tanques abiertos, el llenado se hará hasta la parte inferior de cualquier derrame que limite la altura de llenado.



1.1.2.3 Prueba del techo.

Al terminarse la construcción o reparación del tanque, la cúpula se probará aplicando una presión de aire en el interior del mismo, la presión interna no debe ser mayor que el peso de las placas; generalmente esta presión es de 2 pulgadas de agua.

La prueba con presión de aire en el interior, solamente puede efectuarse en tanques de cúpula fija.

1.2 RECIPIENTES A PRESIÓN.

Los recipientes a presión pueden ser cilíndricos o esféricos. Los primeros son horizontales o verticales y los esféricos se utilizan para almacenar grandes volúmenes a presión. Puesto que la forma esférica es la forma natural que toman los cuerpos al ser sometidos a presión interna esta sería la forma más económica para almacenar fluidos a presión, sin embargo en la fabricación de estos es mucho más cara en comparación con los recipientes cilíndricos.

A temperatura ambiente y presión atmosférica, el gas licuado del petróleo (GLP) se encuentra en estado gaseoso, pudiendo licuarse a presiones moderadas o por enfriamiento a temperaturas por debajo de su punto de ebullición, lo cual facilita su transporte y almacenamiento.

Los gases licuados del petróleo más comunes son el propano, butano y la mezcla de ellos.

El gas licuado del petróleo (GLP) se almacena en recipientes a presión, ya sea en forma esférica o cilíndrica.

Los recipientes cilíndricos horizontales y verticales con cabezas formadas, son usados cuando la presión de vapor del líquido manejado puede determinar un diseño más resistente. Varios códigos han sido desarrollados como el API y el ASME para gobernar el diseño de tales recipientes. Ver NRF-028-PEMEX 2004.

La norma de referencia DG-GPASI-SI-6910, de PEMEX refinación, especifica que el diseño de los recipientes para el almacenamiento de GLP debe cumplir con los requerimientos señalados en los códigos del Instituto Americano del Petróleo, API STD 2510, ASME sección VIII división 1, parte AR de la división 2, y el código de seguridad para GLP parte 9, de API.

Los recipientes esféricos se utilizan en el almacenamiento de grandes volúmenes bajo presión. Las capacidades y presiones utilizadas varían grandemente. Para recipientes de alta presión el rango es de 1000 hasta 25000 psi (70.31 - 1757.75 kg/cm²) y de 10 hasta 200 psi (0.7031 - 14.06 kg/cm²) para los recipientes de menor presión.

Algunas propiedades de los gases licuados del petróleo son las siguientes:

PROPIEDADES PROPANO N-BUTANO

Gravedad específica del gas ( aire = 1.0) 1.6 2.0

Presión de vapor @ 15º C., en kg/cm2. 7.3 1.8

Presión de vapor @ 38º C., en kg/cm2. 13.3 3.6

Punto de ebullición, en º C -42.2 -0.5

Límite inferior de inflamabilidad (% en aire) 2.1 1.8

Límite superior de inflamabilidad (% en aire) 9.5 8.4

Fuente: Norma de seguridad y contraincendio para tanques de almacenamiento de productos inflamables y combustibles de PEMEX Refinación (DG-GPASI-SI-3600).


E XP L O R A C IO N Y P R O D U C C IO N OPERACIÓN DE TANQUESEn un recipiente presurizado, existe siempre un espacio de vapor que permite la expansión del líquido como resultado del calentamiento producido por la temperatura ambiente y por la radiación solar. Debido a esto, en los recipientes de almacenamiento de GLP, la capacidad máxima de operación será el 85% de la capacidad nominal del recipiente.

1.2.1 Esferas.

Los tanques presurizados están agrupados de acuerdo al tipo de recipiente contenedor: esféricos con esféricos y horizontales con horizontales.

En el caso de tanques esféricos de almacenamiento, el número máximo de tanques agrupados en una manzana es de 4 (cuatro). (NRF-010-PEMEX 2004)

Todos los tanques de almacenamiento sujetos a presión, tanto esféricos como horizontales, aislados o en conjunto, cuentan con diques de contención de concreto armado. La altura de los muros de contención para cualquier tipo de tanque de almacenamiento presurizado, es de 0.60 m. medidos a partir del nivel de piso terminado y son sellados herméticamente, no debe existir el paso de tuberías ajenas a través de ellos, incluyendo ductos eléctricos.

En el caso de tanques esféricos, un solo dique de contención abarca hasta un máximo de 4 (cuatro) recipientes.

El patio interior de cada dique de contención, tanto de tanques esféricos como horizontales, cuenta con un canal de drenaje pluvial que en un extremo descarga a un registro con sello hidráulico y posteriormente a la tubería troncal de drenaje pluvial.

Las partes principales que integran un tanque esférico se ilustran el la Fig. 1–24 y se describen a continuación.

FIG. 1–24. PARTES PRINCIPALES DE UN TANQUE ESFÉRICO.



1. Toma para purga y muestreo. En tanques esféricos y horizontales, se encuentra colocada en la parte inferior de la tubería de entrada/salida de producto, entre las válvulas de seccionamiento de la propia línea y localizada fuera de la sombra del recipiente y del dique de contención, Fig. 1–25. Las operaciones de purga y muestreo siempre deben llevarse a cabo en un registro específico provisto de sello hidráulico.

FIG. 1–25. ARREGLO TÍPICO DEL SISTEMA DE PURGA Y TOMA DE MUESTRA EN TANQUES ESFÉRICOS.

La operación de purgado/muestreo se llevará a cabo invariablemente abriendo primero la válvula más alejada de la tubería de recibo/entrega de producto, controlando el purgado con la válvula más cercana; en tanto que para suspender el purgado, se cerrará primero la válvula más cercana a la tubería de recibo/entrega de producto y por último la más alejada. En todos los casos, las operaciones de purgado/muestreo las debe llevar a cabo personal debidamente entrenado.

2. Línea de llenado. Ingresa al recipiente por la parte inferior y la de aspiración toma producto por la parte inferior también. Por norma de seguridad, deben contar con válvulas de bloqueo de accionamiento remoto para el caso de siniestros que pudieran ocurrir.

3. Válvula de seguridad. Como todo recipiente crítico a presión, cuenta con doble válvula de seguridad independiente conectadas al sistema de desfogue.

4. Instrumentación. El tanque está equipado con doble sistema de indicación de nivel independiente, dos instrumentos de medición de presión con transmisor y dos con indicación en campo, dos indicadores de temperatura en campo y dos con transmisor al cuarto de control.

Los tanques esféricos cuentan con sistemas de alarmas de nivel, presión, temperatura y flujo audibles y visuales.

5. Sistema de cierre hidráulico automático. Cada uno de los recipientes de almacenamiento a presión tiene un sistema de cierre hidráulico automático (Vickers, Shand & Jours o Similar) en la línea de recibo y entrega.

En el cuarto de control se debe tener la indicación de operación de dicho sistema con alarma por baja presión.

6. Sistema de enfriamiento a base de agua por espreas. Todos y cada uno de los recipientes tienen este sistema, con una válvula automática accionada eléctricamente por una solenoide.


E XP L O R A C IO N Y P R O D U C C IO N OPERACIÓN DE TANQUES7. Detectores de gases explosivos. En áreas de recipientes de almacenamiento a presión

se cuenta con un sistema de detección de gases explosivos, diseñado de acuerdo a condiciones ambientales locales, con alarmas en el cuarto de control que accionen el sistema de enfriamiento con agua a los recipientes.

8. Línea de igualación. Cuentan con una línea de igualación, provista de válvula manual, que se utiliza en operaciones de llenado y vaciado de carro tanques y auto tanques.

FIG. 1–26. RECIPIENTE DE ALMACENAMIENTO ESFÉRICO.

TE – 18

12,000 BLS (1,908 m3)

D = 15.546 m.

TI23

PI62

PI63LI

64LAHL64

PSV79

PSV80

A SISTEMA DE DESFOGUE

IGUALADORA

N2

TI24

TI25

PI77

VHF62

VHF63

SISTEMA HIDRAULICO DE PROTECCIÓN (VICKER)

ENTRADA DE PRODUCTO (RECIBO)

A CASA DE BOMBAS

FIG. 1–27. INSTRUMENTACIÓN DE UNA ESFERA DE ALMACENAMIENTO.



En el párrafo 8.2 con todos sus incisos de la NRF-015-PEMEX-2008 se puede revisar las consideraciones normativas de el almacenamiento a presión.

1.1.1 Recipientes horizontales.

Los recipientes horizontales se emplean hasta un determinado volumen de capacidad. Para volúmenes mayores, se utilizan las esferas.

Para tanques horizontales, el número máximo de recipientes será de 6 (seis) dentro de un mismo dique de contención, con arreglo en batería y los casquetes de los tanques orientados hacia las zonas o instalaciones de menor riesgo, no se instala un tanque encima de otro. En el caso de tanques horizontales, un dique de contención puede abarcar hasta un máximo de 6 (seis) recipientes.

Los recipientes horizontales pueden estar construidos por diferentes tipos de tapas o cabezas. Cada una de estas es más recomendable a ciertas condiciones de operación y costo monetario.

TAPAS TORIESFÉRICAS: Son las de mayor aceptación en la industria, debido a su bajo costo y a que soportan grandes presiones manométricas, su característica principal es que el radio del abombado es aproximadamente igual al diámetro. Se pueden fabricar en diámetros desde 0.3 hasta 6 m. (11.8 - 236.22 pulg).

TAPAS SEMIELÍPTICAS: Son empleadas cuando el espesor calculado de una tapa toriesférica es relativamente alto, ya que las tapas semielípticas soportan mayores presiones que las toriesféricas. El proceso de fabricación de estas tapas es troquelado, su silueta describe una elipse relación 2:1, su costo es alto y en México se fabrican hasta un diámetro máximo de 3 m.

TAPAS SEMIESFÉRICAS: Utilizadas exclusivamente para soportar presiones críticas, como su nombre lo indica, su silueta describe una media circunferencia perfecta, su costo es alto y no hay límite dimensional para su fabricación.

TAPA 80:10: Ya que en México no se cuentan con prensas lo suficientemente grandes, para troquelar tapas semielípticas 2:1 de dimensiones relativamente grandes, se fabrican este tipo de tapas, cuyas características principales son: El radio de abombado es el 80% de diámetro y el radio de esquina o de nudillos es igual al 10% del diámetro. Estas tapas se utilizan como equivalentes a la semielíptica 2:1.

TAPAS CÓNICAS: Se utilizan generalmente en fondos donde pudiese haber acumulación de sólidos y como transiciones en cambios de diámetro de recipientes cilíndricos. Su uso es muy común en torres fraccionadoras o de destilación, no hay límites en cuanto a dimensiones para su fabricación y su única limitación consiste en que el ángulo de vértice no deberá de ser calculado como tapa plana.

TAPAS TORICONICAS: A diferencia de las tapas cónicas, este tipo de tapas tienen en su diámetro, mayor radio de transición que no deberá ser menor al 6% del diámetro mayor ó 3 veces el espesor. Tiene las mismas restricciones que las cónicas a excepción de que en México no se pueden fabricar con un diámetro mayor de 6 m.

TAPAS PLANAS CON CEJA: Estas tapas se utilizan generalmente para presión atmosférica, su costo es relativamente bajo y tienen un límite dimensional de 6 m de diámetro máximo.

TAPAS ÚNICAMENTE ABOMBADAS: Se emplean en recipientes a presión manométrica relativamente baja, su costo puede considerarse bajo, sin embargo, si se usan para soportar presiones relativamente altas, será necesario analizar la concentración de esfuerzos generada, al efectuar un cambio brusco de dirección.



FIG. 1–28. RECIPIENTE HORIZONTAL.

2.0 MEDICIÓN EN TANQUESLas medidas en tanques pueden efectuarse por método directo o indirecto, los métodos directos son aquellos que se efectúan por medio de cintas graduadas que se introducen directamente por el tubo de medición de los tanques, el indirecto se obt iene por medio de aparatos automáticos colocados en cada tanque para tal f in. Las cintas son construidas generalmente de acero inoxidable, variando su longitud, normalmente son de 15 metros, graduada en centímetros y milímetros, están provistas de una plomada (pi lón) para darle peso a la cinta y que pueda sumergirse vert icalmente en el seno del f luido contenido en el tanque.

El aforo o medición de un tanque en forma directa puede efectuarse de dos maneras:

✔ A fondo.✔ Al vacío.

Es a fondo cuando la plomada que pende de la cinta, se baja hasta el fondo del tanque por el tubo de medición y al sacarla, hacemos la lectura correspondiente del nivel que guardan los f luidos dentro del tanque.

Tienen la desventaja de manchar una gran longitud de la cinta y por consiguiente las cúpulas y paredes del tanque l legan a mancharse de tal forma que representa un r iesgo al subir a efectuar la medición, así como un gran número de estopa sucia regada en el área del tanque, otra desventaja es la del sedimento.

El método directo de aforo al vacío es el más recomendable por su l impieza y más conf iable, el tubo de medición debe tener una altura de nivel conocida y por él se introduce la cinta, permit iendo que la plomada baje l igeramente del



nivel de líquido contenido en el tanque, efectuando la lectura en la cinta de la longitud que se metió al tanque, al sacar la cinta se verá el t ramo de ésta manchado por el aceite (esto es lo que se conoce como mojado de cinta), ya con las lecturas obtenidas se procede de la siguiente manera:

De la altura conocida del tubo de medición (tanque), se le resta la longitud total de la cinta que se ha metido al tanque, a esta diferencia se le suma el tramo mojado, obteniéndose el nivel de líquido dentro del tanque.


Pilón o plomada




Fig. 4.7 Cinta Metálica para efectuar la Medición

Ejemplo:

A = Altura total del tanque 12.5 m.

B = Tramo de cinta introducida 7.35 m.

C = Marca de aceite en cinta 0.32 m.

D = NDT = (A-B) + C 5.47 m.

NDT = Nivel dentro del tanque 5.47 m.


ABCD


Fig.2.1 Procedimiento para Medir al Vacío


Altura Total12.5 m

Cinta Introducida735 m

0.32 m5.47 m

( ) E DC A- B

P

=


Altura - Cinta Introducida = 5.15 + Cinta Mojada = 5.57 m Resultado nivel

12.5 m 7.350.32 5.57

2.2 CÁLCULO DE LA PRODUCCIÓN DIARIAProcedimiento para calcular la producción aportada por un pozo o por varios de ellos (producción del campo) en una batería.

1. Se toma la medida inicial.2. Se toma la medida f inal, y se le resta el valor de la medida inicial.3. El resultado se divide entre el número de horas transcurr idas entre la

medida inicia l y la f inal y se mult ipl ica por 24 hrs.4. Este resultado f inalmente se mult ipl ica por el factor o constante del

tanque en el cual se efectuó la medición.

El cálculo total de la producción recibida se referencia a 24 hrs. (para que el resultado sea en m3 /día).

A = Nivel inicial (m)

B = Nivel f inal (m)

C = Tiempo de recibo (hr)

D = Tiempo que t iene un día (hr)

E = Factor o constante del tanque (m2)

P = Producción (m3 /día)

Fórmula:

Ejemplo No. 1.

Datos:


E XP L O R A C IO N Y P R O D U C C IO N OPERACIÓN DE TANQUESA= 1.72 m

B= 4.50 m

C= 5 hr

D= 24 hr/1día

E= 29

( )E x Dx

CAB

=P2

-

( ) 229m x día 1hr 24

X 5hr

m 1.72m 4.50=P

P = 387 m3 / día

Forma indirecta, t iempo de recibo de producción en fracciones de hora, se aplica un porcentaje dividiendo la fracción entre 60 minutos, para saber el valor de producción en una hora y mult ipl icar lo por 24 horas para saber el valor de un día de recibo.

5 minutos ÷ 60 = .08% de una hora.











Ejemplo No. 2

Datos:



A = Medida inicial = 0.97m

B = Medida f inal = 2.84m

C1 = Tiempo de recibo = 8 hrs. 25 min.

C2 = Tiempo de recibo con los minutos en porcentaje = 8.41

D = Horas en unidad = 24

E = Factor o constante del tanque = 15

Formula: Cálculo o desarrol lo:

( )E x Dx

CAB

=P

- 15 x 24x

8.410.97 - 2.84

P =

P = 80 m3 /día

Para calcular la constante de un tanque de medición o de producción general, que se ut i l izará para determinar el volumen contenido dentro de el los, se requiere determinar el área de la base.

Se mide el diámetro del tanque, con esta medida se procede a calcular el área de la base del tanque, con la fórmula siguiente:

A = π x R2

π = 3.1416

d = diámetro

R = mitad del diámetro =

Ejemplo:

Diámetro del tanque = 6.10 m

A = π x R2


2d

29.2247342

6.10 x 3.1416A

2

=

=

E XP L O R A C IO N Y P R O D U C C IO N OPERACIÓN DE TANQUESA = 29.224734 m2

El resultado del área es la constante del tanque expresado en m 2 .

Nota: Al mult ipl icar por el nivel dentro del tanque (m), resulta en m 3 (volumen).

Cálculo para la capacidad total de un tanque de almacenamiento teniendo el área del tanque, ésta se mult ipl ica por la altura del mismo y el resultado será la capacidad total del tanque expresado en m3 .

V = Volumen (m3) .

1mt³= 6.29 Bls.

30 DESHIDRATACION DEL PETROLEO CRUDO.

La deshidratación del aceite crudo es el proceso mediante el cual se separa el agua asociada con el crudo, ya sea en forma emulsionada o libre, hasta lograr reducir su contenido a un porcentaje previamente especificado. Generalmente, este porcentaje es igual o inferior al 1 y 0.5 % de agua.Una parte del agua producida por el pozo petrolero, 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 agua/aceite (W/O).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. Las solubilidades de hidrocarburos son bajas, pero varían desde 0,0022 ppm para el tetradecano hasta 1.760 ppm para el benceno en agua. La presencia de dobles enlace carbono-carbono (por ejemplo alquenos y aromáticos) incrementan la solubilidad del agua. El agua está lejos de ser soluble en hidrocarburos saturados (por ejemplo: parafinas o alcanos) y su solubilidad disminuye con el incremento del peso molecular de los hidrocarburos.Durante las operaciones de extracción del petróleo, la mezcla bifásica de petróleo crudo y agua de formación se desplazan en el medio poroso a una velocidad del orden de 1 pie/día, lo que es insuficiente para que se forme una emulsión. Sin embargo, al pasar por todo el aparataje de producción durante el levantamiento y el transporte en superficie (bombas, válvulas, codos, restricciones, etc.) se produce la agitación suficiente para que el agua se disperse en el petróleo en forma de emulsión W/O estabilizada por las especies de actividad interfacial presentes en el



crudo. Las emulsiones formadas son macro-emulsiones W/O con diámetro de gota entre 0,1 a 100 μm.Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsión:• Dos líquidos inmiscibles, como el agua y el aceite.• Suficiente agitación para dispersar uno de los líquidos en pequeñas gotas en el otro.• Un agente emulsionante para estabilizar las gotas dispersas en la fase continua.En los pozos que se producen por levantamiento con gas (Gas-lift), la emulsionación es causada principalmente en dos lugares: En el punto donde el “gas lift” es introducido y en la cabeza del pozo. Cuando se utiliza un proceso intermitente, la emulsión generalmente es creada en la cabeza del pozo o en el equipo en superficie. Para el proceso continuo, la mayor parte de la emulsión es formada en fondo de pozo, en el punto de inyección de gas.En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (W/O) son llamadas emulsiones directas, mientras que las emulsiones de aceite en agua (O/W) son llamadas emulsiones inversas. Esta clasificación simple no siempre es adecuada, ya que emulsiones múltiples o complejas (o/W/O ó w/O/W) pueden también ocurrir. Además, esta clasificación es muy particular de la industria petrolera, ya que en general las emulsiones O/W son denominadas emulsiones inversas y las W/O son las directas.En las emulsiones directas, la fase acuosa dispersa se refiere generalmente como agua y sedimento (A&S) y la fase continua es petróleo crudo. El A&S es principalmente 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 A&S también es llamadaAgua y Sedimento Básico (A&SB).Otra terminología en la industria petrolera es clasificar las emulsiones directas producidas como duras y suaves. Por definición una emulsión dura es muy estable y difícil de romper, principalmente porque las gotas dispersas son muy pequeñas. Por otro lado, una emulsión suave o dispersión es inestable y fácil de romper. En otras palabras, cuando un gran número de gotas de agua de gran diámetro están presentes, ellas a menudo se separan fácilmente por la fuerza gravitacional. El agua que se separa en menos de cinco minutos es llamada agua libre.La cantidad de agua remanente emulsionada varía ampliamente desde 1 a 60 % en volumen. En los crudos medianos y livianos (>20 °API) las emulsiones contienen típicamente de 5 a 20 % volumen de agua, mientras que en los crudos pesados y extrapesados (<20 °API) tienen a menudo de 10 a 35 % de agua. La cantidad de agua libre depende de la relación agua/aceite y varía significativamente de un pozo a otro. En este trabajo, la palabra “agua” significa agua producida y es una salmuera conteniendo cloruro de sodio y otras sales.La inyección de vapor y la inyección de agua a yacimientos son factores que promueven la formación de emulsiones.

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la siguiente manera:Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo ácidos orgánicos y bases, ácidos nafténicos, ácidos carboxílicos, compuestos de azufre, fenoles, cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular.Sólidos finamente divididos, tales como arena, arcilla, finos de formación, esquistos, lodos de perforación, fluidos para estimulación, incrustaciones minerales, productos de la corrosión (por ejemplo sulfuro de hierro, óxidos), parafinas, asfaltenos precipitados. Los fluidos para estimulación de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables.Químicos de producción añadidos tales como inhibidores de corrosión, biocidas, limpiadores, surfactantes y agentes humectantes.Los surfactantes naturales se definen como macromoléculas con actividad interfacial que tienen un alto contenido de aromáticos y por lo tanto relativamente planas con al menos un grupo polar y colas lipofílicas, con actividad interfacial. Estas moléculas pueden apilarse en forma de micelas. Se forman de las fracciones ácidas de asfaltenos, resinas, ácidos nafténicos


E XP L O R A C IO N Y P R O D U C C IO N OPERACIÓN DE TANQUESy materiales porfirínicos.Estos surfactantes pueden adsorberse a la interfase de la gota de agua y formar una película rígida que resulta en una alta estabilidad de la emulsión W/O formada, lo cual ocurre en menos de tres días. Es por eso, que la emulsión debe tratarse lo más pronto posible con diferentes agentes tales como: química deshidratante, calor, sedimentación por centrifugación o electrocoalescencia.La película interfacial formada estabiliza la emulsión debido a las siguientes causas:a) Aumenta la tensión interfacial. Por lo general, para emulsiones de crudo la tensión interfacial es de 30 a 36 mN/m. La presencia de sales también aumenta la tensión interfacial.b) Forman una barrera viscosa que inhibe la coalescencia de las gotas. Este tipo de película ha sido comparada con una envoltura plástica.c) Si el surfactante o partícula adsorbida en la interfase es polar, su carga eléctrica provoca que se repelan unas gotas con otras.Un segundo mecanismo de estabilización ocurre cuando los emulsionantes son partículas sólidas muy finas. Para ser agentes emulsionantes, las partículas sólidas deben ser más pequeñas que las gotas suspendidas y deben ser mojadas por el aceite y el agua. Luego estas finas partículas sólidas o coloides (usualmente con surfactantes adheridos a su superficie) se colectan en la superficie de la gota y forman una barrera física. Ejemplos comunes de este tipo de emulsionante son el sulfuro de hierro y la arcilla. En la figura 3.1 se muestra la adsorción de diferentes partículas emulsionantes en una gota de agua.

Fig.3.1 Partículas emulsionantes en una gota de agua.

El rompimiento de la emulsión depende de las siguientes propiedades:

a) Tensión interfacial. Una reducción de la tensión interfacial no es suficiente para aumentarLa estabilidad de la emulsión. Se ha encontrado recientemente que los sistemas de tensiónultra-baja producen emulsiones inestables. Estudios de tensión interfacial dinámica entre crudo y agua muestran que la tensión disminuye con el tiempo y que se requieren varias horas de contacto para obtener un valor estable.A partir de las mediciones de tensión interfacial (IFT) se puede concluir que es la fracción de la resina que tiene la más alta afinidad por la interfase. Las resinas pueden reducir el IFT a los valores cerca de 15 mN/m. Mientras que los asfaltenos la reducen en 25 mN/m como valor



límite. El valor para el petróleo crudo es del orden de 30 mN/m, lo cual revela que hay otros componentes indígenas que influencian el IFT además de las resinas y asfaltenos.b) Viscosidad de la fase externa. Una viscosidad alta en la fase externa disminuye el coeficiente de difusión y la frecuencia de colisión de las gotas, por lo que se incrementa la estabilidad de la emulsión. Una alta concentración de las gotas también incrementa la viscosidad aparente de la fase continua y estabiliza la emulsión. Este efecto puede ser minimizado calentando la emulsión.c) Tamaño de la gota. Gotas muy pequeñas menores de 10 μm generalmente producen emulsiones más estables. Una amplia distribución de tamaños de partículas resulta en general en una emulsión menos estable.d) Relación de volumen de fases. Incrementando el volumen de la fase dispersa se incrementa el número de gotas y/o tamaño de gota y el área interfacial. La distancia de separación se reduce y esto aumenta la probabilidad de colisión de las gotas. Todos estos factores reducen la estabilidad de la emulsión.e) Temperatura. Usualmente, la temperatura tiene un efecto muy fuerte en la estabilidad de la emulsión. Incrementando la temperatura se reduce la adsorción de surfactantes naturales y disminuye la viscosidad de la fase externa, la rigidez de la película interfacial y la tensión superficial. Todos estos cambios reducen la estabilidad de la emulsión. En presencia de surfactantes aniónicos, un aumento de temperatura aumenta la afinidad de estos por la fase acuosa, mientras que lo inverso ocurre con surfactantes no-iónicos.f) pH. La adición de ácidos o bases inorgánicos cambia radicalmente la formación de películas de asfaltenos y resinas que estabilizan las emulsiones agua-aceite. Ajustando el pH se puede minimizar la rigidez de la película que estabiliza la emulsión y aumentar la tensión superficial.La estabilización de la tensión interfacial depende del pH de la fase acuosa, por lo cual la adsorción en la interfase presenta una histéresis que indica que las diferentes moléculas emulsionantes (surfactantes naturales que contienen grupos ácidos y bases) poseen cinéticas de equilibración muy diferentes.g) Envejecimiento de la interfase. A medida que la interfase envejece la adsorción de los surfactantes se completa y debido a las interacciones laterales entre las moléculas aumenta la rigidez de la película hasta un valor estable en unas 3 a 4 horas. Esta película o piel alrededor de la gota llega a ser más gruesa, más fuerte y más dura. Además, la cantidad de agentes emulsionantes se incrementa por oxidación, fotólisis, evaporación o por la acción de bacterias.h) Salinidad de la salmuera. La concentración de la salmuera es un factor importante en la formación de emulsiones estables. Agua fresca o salmuera con baja concentración de sal favorecen la estabilidad de las emulsiones. Por el contrario, altas concentraciones de sal tienden a reducirla.i) Tipo de aceite. Los crudos con aceite de base parafínica usualmente no forman emulsiones estables, mientras que los crudos nafténicos y de base mixta forman emulsiones estables.Ceras, resinas, asfaltenos y otros sólidos pueden influenciar la estabilidad de la emulsión. En otras palabras, el tipo de crudo determina la cantidad y tipo de emulsionantes naturales.j) Diferencia de densidad. La fuerza neta de gravedad que actúa en una gota es directamente proporcional a la diferencia en densidades entre la gota y la fase continua. Aumentando la diferencia de densidad por incremento de la temperatura se logra aumentar la velocidad de sedimentación de las gotas y por ende, se acelera la coalescencia.k) Presencia de cationes. Los cationes divalentes como calcio y magnesio tienen tendencia a producir una compactación de las películas adsorbidas, probablemente por efecto de pantalla electrostática de un lado, y por otro, la precipitación de sales insolubles en la interfase.l) Propiedades reológicas interfaciales. Generalmente, cuando una interfase con moléculas de surfactantes adsorbidas se estira o dilata se generan gradientes de tensión. Los gradientes de tensión se oponen al estiramiento e intentan restaurar la uniformidad de la tensión interfacial. Como consecuencia, la interfase presenta una cierta elasticidad.



3.1 Cómo prevenir la formación de la emulsión agua en petróleo.Las emulsiones se forman en el aparataje de producción del pozo y en las instalaciones de superficie debido al cizallamiento, por lo que es recomendable eliminar la turbulencia y remover el agua del aceite lo más pronto posible. Algunos recomiendan inyectar el surfactante a fondo de pozo para prevenir la formación de la emulsión. Las recomendaciones anteriores no siempre son posibles lograrlas, por lo que en muchos casos es necesario prepararse para el rompimiento de la emulsión inevitablemente formada.La mejor forma de deshidratar es evitar que se produzca la emulsión o por lo menos reducir al máximo las condiciones que favorezcan la emulsificación, a saber la producción conjunta de varios fluidos y la agitación.En pozos fluyentes, una agitación considerable es generalmente causada por el gas disuelto saliendo de la solución (el gas se desorbe) conforme decrece la presión. Este gas también causa turbulencia cuando fluye junto con la mezcla difásica agua-aceite a través de accesorios y restricciones en la tubería de producción; pasa por supuesto lo mismo cuando se utiliza el levantamiento con gas. Esta turbulencia puede ser reducida, pero no eliminada, instalando un estrangulador de fondo. Este estrangulador reduce la estabilidad de la emulsión por las siguientes causas:a) Hay menos presión diferencial.b) La temperatura de fondo de pozo es considerablemente más alta que la temperatura en la superficie.c) Hay flujo laminar para una gran distancia corriente abajo del estrangulador de fondo y por lo tanto, menos turbulencia.Actualmente, el 90 % de las técnicas utilizadas para la extracción de petróleo crudo generan o agravan los problemas de emulsionación. Los químicos usados en las fracturas de la formación, estimulaciones de pozos, inhibición de corrosión, etc., frecuentemente causan problemas de emulsionación muy severos, por lo que existen también métodos para romperlas, tales como el calentamiento, aditivos químicos, tratamiento eléctrico y asentamiento.En los casos de bajo contenido de agua (< 10%) resulta ventajoso añadir agua en fondo de pozo antes que se produzca la emulsión porque así la emulsión formada será menos estable (el tamaño de gotas aumenta y se favorece la coalescencia).

3.3 Cuál es el mecanismo de ruptura de la emulsión agua en petróleo.

Diversos estudios se han hecho sobre los mecanismos de ruptura de una emulsión W/O. Según el análisis de Jeffreys y Davies en 1971 estas etapas se reducen a tres:Etapa 1. Acercamiento macroscópico de las gotasCuando las gotas de fase dispersa son más o menos grandes se aproximan por sedimentación gravitacional, gobernadas por las leyes de Stokes (basada en la suposición de gotas esféricas rígidas.Etapa 2. Drenaje de la películaAl final de la etapa anterior, las gotas se deforman y se genera una película intergota, dando inicio así a la segunda etapa del proceso llamada “drenaje de la película”, donde están involucrados fenómenos interfaciales relacionados con la presencia de surfactantes adsorbidos.Una vez que dos gotas se acercan, se produce una deformación de su superficie (adelgazamiento del orden de 0,1 micra o menos) y se crea una película de fluido entre las mismas, con un espesor alrededor de 500 Å.La velocidad de drenaje de la película depende de las fuerzas que actúan en la interfase de la película. Cuando dos gotas de fase interna de una emulsión se aproximan una a la otra debido a las fuerzas gravitacionales, convección térmica o agitación, se crea un flujo de líquido entre ambas interfases y el espesor de la película disminuye.



Etapa 3. CoalescenciaLa coalescencia se define como un fenómeno irreversible en el cual las gotas pierden su identidad, el área interfacial se reduce y también la energía libre del sistema (condición de inestabilidad). Sin embargo, este fenómeno se produce sólo cuando se vencen las barreras energéticas asociadas con las capas de emulsionante adsorbido y la película de fase continua entre las dos gotas. Esta etapa puede considerarse como instantánea respecto a las dos primeras etapas.Los procesos de deshidratación utilizan efectos físicos destinados a aumentar la velocidad de la primera etapa, 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 (reduce el recorrido promedio de cada gota antes del contacto con otra).

3.4 METODOS DE TRATAMIENTO PARA LA DESHIDRATACIÓN.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 W/O.El tratamiento químico consiste en aplicar un producto desemulsionante sintético denominado en las áreas operacionales de la industria petrolera como “química deshidratante”, el cual debe ser inyectado tan temprano como sea posible a nivel de superficie o en el fondo del pozo. Esto permite más tiempo de contacto y puede prevenir la formación de emulsión corriente abajo. La inyección de desemulsionante antes de una bomba, asegura un adecuado contacto con el crudo y minimiza la formación de emulsión por la acción de la bomba.El tratamiento por calentamiento consiste en el calentamiento del crudo mediante equipos de intercambio de calor, tales como calentadores de crudo y hornos.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.Para el tratamiento eléctrico se utilizan equipos denominados deshidratadores electrostáticos, y consiste en aplicar un campo eléctrico para acelerar el proceso de acercamiento de las gotas de 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 (8-24 horas), requieren desemulsionantes de acción lenta. Por otro lado, los tratadores-calentadores ylas unidades electrostáticas con corto tiempo de retención (15-60 minutos) requieren desemulsionantes de acción muy rápida. Problemas como precipitación de parafinas en climas fríos, incremento de sólidos, adición de compuestos químicos para estimulación de pozos, pueden requerir el cambio del desemulsionante inyectado en línea.



4.0 SISTEMAS DE DESHIDRATACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO

INTRODUCCIÓN

La producción mundial de petróleo crudo estimada en 60 millones de barriles por día es acompañada por pequeñas o grandes cantidades de agua y sales, estos dos últimos son agentes indeseables y no comerciables.

Una empresa productora de petróleo crudo debe deshidratar y desalar éste por las siguientes razones:

1. En el mercado petrolero se compra y vende el crudo con un rango de 0.1 a 0.5 % volumen de agua y de 30 a 50 libras por mil barriles (LMB) de contenido de salinidad.

2. El petróleo crudo es comprado y vendido en base a la gravedad °API y un crudo con alta gravedad API es comprado a un mejor precio. El contenido de agua en el crudo baja la gravedad API y reduce su precio de venta.

3. El envío y manejo de agua contenida en el crudo implica un gasto inútil de transporte y de energía.

4. La viscosidad del crudo se incrementa con el aumento del contenido de agua. Añadiendo 1 % de agua se genera un incremento de 2 % en la viscosidad de un crudo de 30 °API y un 4 % en un crudo de 15 °API.

5. Las sales minerales presentes en la salmuera corroen el equipo de producción, ductos, carrostanques, y los tanques de almacenamiento de crudo.

6. En la refinación del crudo la presencia de salmuera asociada contribuye a los problemas de corrosión e incrustación y fallas de equipo. Bajo algunas circunstancias los iones cloruro se hidrolizan a ácido clorhídrico, el cual es extremadamente corrosivo.

El agua presente en el crudo puede estar en forma libre o emulsionada con el petróleo crudo. El rompimiento de estas emulsiones puede llegar a ser un problema muy serio y su rompimiento costoso. Asimismo el contenido de sal en la salmuera producida varía en el rango de cero a casi totalmente saturada.

La aplicación de la coalescencia electrostática combinada con la adición de químicos para resolver el problema de las emulsiones provee la herramienta necesaria para obtener el crudo deshidratado y desalado, adecuado para el transporte y venta.

4.1 DESHIDRATACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO.

La deshidratación de crudo o tratamiento de aceite consiste en la remoción de agua, sales, arenas, sedimentos y otras impurezas del petróleo crudo.

Dependiendo del tipo de aceite y de la disponibilidad de recursos se combinan cualquiera de los siguientes métodos típicos de deshidratación de crudo:

1. tratamiento químico



2. tiempo de retención3. calentamiento4. tratamiento eléctrico

4.1.1 TRATAMIENTO QUÍMICO

Extraño, pero cierto, los compuestos químicos desemulsificantes son agentes activos de superficie, similares a los emulsificadores.

Los desemulsificantes tienen tres acciones principales:

1. Fuerte atracción hacia la interfase aceite-agua; ellos deben desplazar y/o neutralizar a los emulsificadores presentes en la película de la interfase.

2. Floculación: neutralizan las cargas eléctricas repulsivas entre las gotas dispersas, permitiendo el contacto de las mismas.

3. Coalescencia: permiten que pequeñas gotas se unan a gotas más grandes que tengan suficiente peso para asentarse. Para esto se requiere que la película que rodea y estabiliza las gotas sea rota.

Las teorías de cómo actúan los desemulsificantes están incompletas. Estas teorías fallan al pretender explicar el funcionamiento de los diferentes tipos de compuestos químicos. Sin embargo, dos generalidades son válidas. Primero, los desemulsificantes efectivos tienen alto peso molecular, que son comparables a los surfactantes naturales. Segundo, usados como emulsificadores, los desemulsificantes tienden a producir emulsiones inversas (w/o).

Una teoría tradicional acerca de cómo trabajan los desemulsificantes, es que ellos “neutralizan” a los agentes emulsificadores; en otras palabras, rompen las emulsiones w/o, al tender en forma natural a formar emulsiones w/o. Otra explicación es que los desemulsificantes hacen que la película que rodea a la gota de agua se vuelva muy rígida o se contraiga para finalmente romperse. Los productos químicos desemulsificantes pueden caracterizarse como sigue:

Esteres, son buenos deshidratadores, provocan un asentamiento lento de las gotas de agua, pero al sobredosificarse provocan emulsiones inversas (o/w).Di-epóxicos, son excelentes deshidratadores, pero provocan un asentamiento lento de las gotas de agua.Uretanos, buenos deshidratadores, provocan un asentamiento lento de las gotas de aguaResinas, son buenos deshidratadores, provocan un asentamiento rápido de las gotas de agua, dan un agua separada limpia.Polialquilenos, pobres deshidratadores, lento asentamiento de las gotas de agua.Glicoles, requiere mezclarse con otros para aplicarse.Sulfonatos, buenos humectantes de sólidos y tiene capacidad para el asentamiento de las gotas de agua, sobredosificandose no causa emulsiones inversas (o/w), pero pueden causar la precipitación de particulas de sulfuro de fierro en el agua separada.Poliesteraminas, agentes de superficie activa violentos, deshidratan en bajas dosificaciones, al sobredosificarse producen emulsiones inversas (o/w).Oxialquilados, buenos agentes humectantes, son usados en mezclas.Poliaminas, son lentos en el asentamiento de las gotas de agua.Alcanolaminas, son rápidos en el asentamiento de las gotas de agua.


E XP L O R A C IO N Y P R O D U C C IO N OPERACIÓN DE TANQUESUn solo compuesto químico no puede proveer las tres acciones requeridas anteriormente citadas, por lo que los desemulsificantes comerciales son una mezcla de varios desemulsificantes básicos (30-60 %) más la adición de solventes adecuados, tales como nafta aromática pesada, benceno, tolueno o alcohol isopropílico para obtener un líquido que fluya a la menor temperatura esperada.Los desemulsificantes son insolubles en agua y muy solubles en aceite para que puedan difundirse rápidamente a través de la fase de aceite y alcancen las gotas de agua.

Por el contrario, los desemulsificantes para emulsiones inversas w/o son muy solubles en agua. Comúnmente son poliaminas cuaternarias de amonio de alto peso molecular mezcladas con aluminio, hierro o cloruro de zinc. Los desemulsificantes deben ser dosificados en forma continua en la relación determinada por pruebas de botella y/o pruebas de campo. La dosificación en forma de choque no es muy recomendable. Los rangos de dosificación pueden variar de 2 a 200 ppm, aunque generalmente se dosifican en un rango de 10 a 60 ppm. Generalmente los crudos pesados requieren mayor dosificación que los crudos ligeros.

El exceso de dosificación de desemulsificante incrementa los costos de tratamiento, incrementa el aceite contenido en la salmuera separada, puede estabilizar aun más la emulsión regular (agua/aceite) y puede producir emulsiones inversas (agua/aceite).

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el fondo o en la cabeza del pozo). Esto permite más tiempo de contacto y puede prevenir la formación de emulsión corriente abajo.

La inyección de desemulsificante antes de una bomba, asegura un adecuado contacto con el crudo y minimiza la formación de emulsión por la acción de la bomba.

La selección y preparación del tipo de desemulsificante debe coincidir con el recipiente de tratamiento de la emulsión. Los tanque de lavado que tienen largo tiempo de retención (8-24 horas), requieren desemulsificantes de acción lenta. Por otro lado, los tratadores-calentadores y las unidades electrostáticas con corto tiempo de retención (15-60 minutos) requieren desemulsificantes de acción muy rápida. Problemas como precipitación de parafinas en climas fríos, incremento de sólidos por corridas de diablo, adición de compuestos químicos para estimulación de pozos, pueden requerir el cambio del desemulsificante de línea.

Debido a que los agentes desemulsificantes son tan numerosos y complejos para permitir su completa identificación, seleccionar el desemulsificante más adecuado es un arte y una ciencia. La selección está basada en pruebas empíricas de laboratorio conocidas como pruebas de botella, cuyo procedimiento específico es descrito en el método API MPMS 10.4 (1988).

Obviamente, para el éxito de la prueba de botella se requiere de una buena muestra de la emulsión del sistema. Para que una muestra sea buena, debe reunir las siguientes características:

1. Debe ser representativa de la corriente2. Debe ser un compósito de la producción de los pozos individuales que están

alimentando al tratador3. Contener cantidades representativas de los químicos presentes en el sistema, tales

como inhibidores de corrosión y parafinas4. Debe ser fresca para evitar la estabilización por envejecimiento de la emulsión

El tratamiento químico en general ofrece las siguientes ventajas:1. La formación de las emulsiones puede ser completamente prevenida dosificando los

desemulsificantes desde una etapa temprana del tratamiento.2. La emulsión puede ser rota en frío, reduciendo los costos de calentamiento de la

emulsión y la pérdida de gravedad asociada con el calentamiento.



Las desventajas del tratamiento químico son:

1. Una sobredosificación puede producir nuevas emulsiones que son a menudo más difíciles de romper que las emulsiones originales.

2. No siempre es económico romper las emulsiones sólo con el tratamiento químico, generalmente es necesario el uso de energía adicional, como calentamiento o electricidad, para reducir los costos del tratamiento químico.

4.2 TRATAMIENTO GRAVITACIONAL

El asentamiento gravitacional se lleva a cabo en grandes recipientes llamados tanques, sedimentadores, tanques de lavado, “gun barrels” y eliminadores de agua libre (EAL).

Los eliminadores de agua libre (EAL) son utilizados solamente para remover grandes cantidades de agua libre, la cual es agua producida en la corriente, pero que no está emulsionada y se asienta fácilmente en menos de 10-20 minutos.

El crudo de salida de un EAL todavía contiene desde 1 hasta 30 % de agua emulsionada. En el interior de estos recipientes que son de simple construcción y operación, se encuentran bafles para direccionar el flujo y platos de coalescencia.

El agua es removida por la fuerza de gravedad y esta remoción provoca ahorros en el uso de combustible de los calentadores. Un calentador requiere de 350 Btu para calentar un barril de agua 1 °F, pero solamente requiere 150 Btu para calentar 1 barril de crudo 1 °F. El calentamiento de agua, aparte de que es un desperdicio de energía provoca problemas de incrustación y requiere del uso adicional de tratamiento químico muy costoso para prevenir la incrustación.

Los eliminadores de agua libre (EAL), no son lo mejor ya que ellos solo remueven el agua libre. Los compuestos químicos rompedores de emulsión pueden, ser adicionados a la alimentación del recipiente. Los EAL están protegidos por ánodos de sacrificio y por aditamentos para prevenir la corrosión por el efecto del agua de sal.

Otro sistema que es muy importante mencionar son los tanques de lavado o comúnmente llamados “Gun Barrels”; estos recipientes usualmente operan con media parte de agua y la otra parte lo cubre el aceite, la alimentación de crudo se realiza por la parte inferior por medio de distribuidores de tal manera que el agua que viene con el aceite entre en contacto con el agua del recipiente para que la coalescencia del agua se lleve a cabo, y por la parte superior, está la salida de aceite limpio cumpliendo con especificaciones de sal y de contenido de agua, cabe hacer mención que para una mayor eficiencia de separación agua-aceite se usan desemulsificantes químicos.

4.3 TRATAMIENTO TÉRMICO

Los tratadores-calentadores pueden ser de tipo directo e indirecto en función de la forma en que se aplica el calor.

En los calentadores-tratadores de tipo directo el calor es transferido por contacto directo de la corriente alimentada con el calentador. Aunque este tipo presenta problemas de sedimentos y de corrosión pueden manejar mayores volúmenes de fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos.

Estos calentadores directos operan eficientemente en procesos operando en baja presión y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos.

El aceite deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsión de entrada usando un intercambiador de calor.


E XP L O R A C IO N Y P R O D U C C IO N OPERACIÓN DE TANQUESLos calentadores-tratadores no son recomendables para remover grandes cantidades de agua libre y ésta limitante llega a ser más aguda en yacimientos viejos con gran producción de agua congénita. En estos casos la instalación previa de un EAL es una solución ideal.

Las partículas sólidas, tales como arena, escama, productos de corrosión se depositarán en la parte inferior de estos equipos. Si estos sedimentos no son removidos puede causar los siguientes problemas:

1. Acumularse y ocupar un volumen importante en el recipiente y eventualmente bloquear la corriente de alimentación.

2. Bloquear la transferencia de calor y causar quemado del equipo de calentamiento3. Interferir los controles de nivel, ánodos, válvulas, medidores y bombas.

Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de corrosión.

Para prevenir el depósito de estos sedimentos se pueden instalar “hidrojets” que operando a 30 psi por arriba de la presión de operación del calentador pueden remover los sedimentos para su drenado por la parte inferior del recipiente.

En los calentadores de tipo indirecto primero se calienta un fluido. Posteriormente a través de un intercambiador de calor el fluido de calentamiento transfiere calor a la corriente de alimentación.

En este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosión y son utilizados en instalaciones donde es posible recuperar calor, tales como el gas caliente de salida de las turbinas.

En general el calentamiento ya sea de tipo directo o indirecto tiene las siguientes ventajas:

1. Reduce la viscosidad de la fase continua: un incremento en la temperatura de 10 °F baja la viscosidad de la emulsión por un factor de 2.

2. Incrementa el movimiento browniano y la colisión de las gotas de agua para su coalescencia.

3. Incrementa la diferencia de densidad entre la salmuera y el crudo.4. Promueve una mejor distribución del desemulsificante.5. Disuelve las parafinas cristalizadas que le dan estabilidad a las emulsiones.6. Debilita la película de emulsificante que rodea a las gotas de agua.

Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas:

1. Provoca la migración de los compuestos más volátiles del crudo hacia la fase gas. Esta pérdida de ligeros en el crudo provoca una disminución de volumen del crudo calentado (encogimiento) y una disminución en su gravedad API.

2. Incrementa los costos de combustible.3. Incrementa los riesgos en las instalaciones.4. Requieren mayor instrumentación y control.5. Causa depósitos de coke.

4.4 TRATAMIENTO ELECTROESTÁTICO.

La velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta, tal como se expone en la Ley de Stokes. Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de diámetro en un crudo de 33 °API a 100 °F y una viscosidad de 6.5 cp se asienta a una velocidad de 0.07 ft/hr.

La molécula de agua es polar (figura 4.1), por lo tanto, un campo eléctrico incrementa la coalescencia de las gotas dispersas en el aceite, por dos mecanismos que actúan simultáneamente:



1. Sometidas a un campo electrostático, las gotas de agua adquieren una carga eléctrica neta.

2. 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).

Una gota de agua aislada en contacto con un electrodo cargado adquiere la siguiente carga:

Q = 1.65 (4μr2) εoil εoE

Donde:

Q = carga de la gota, Coulombs ( C )

r = radio de la gota (m)

εoil = constante dieléctrica relativa del crudo, adimensional

ε0 = constante dieléctrica del vacío = 8.85 * 10-12 Faradio/metro (F/m)

Ε = campo eléctrico entre electrodos (V/m) = PD/ x .

PD = diferencia de potencial entre los electrodos, voltios (V).

x = espacio entre electrodos, m

Figura 4.1 Efectos de los campos electrostáticos en gotas de agua (NATCO, 1991)

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 1000 para gotas de agua de 4 micras de diámetro en crudo de 20° API expuesto a un gradiente eléctrico típico de 5 Kv/in.

Un tratador horizontal electrostático típico es mostrado en la figura 4.1 La alimentación pasa a través de un distribuidor a un baño de agua para la coalescencia de las gotas de mayor tamaño. Las parrillas de electrodos de alto voltaje están localizados en la parte superior del recipiente, arriba de la interfase agua-aceite. En caso que el nivel del baño de agua esté tan alto que alcance a los electrodos se produce un violento cortocircuito, por lo que esto debe ser evitado para la correcta operación del tratador.



FIG.4-2. TRATADOR ELECTROSTÁTICO.

Los tratadores electrostáticos generalmente son usados en los siguientes casos:

1. Si el gas combustible para calentar la emulsión no está disponible o es muy costoso.

2. Cuando la pérdida de gravedad API es económicamente importante.

3. Si grandes volúmenes de crudo deben ser tratados en una planta a través de un número mínimo de recipientes.

Las ventajas del tratamiento electrostáticos son:

1. La emulsión se rompe a temperaturas menores que las requeridas en los tratadores-calentadores.

2. Como sus recipientes son más pequeños que los tratadores calentadores, eliminadores de agua libre y gun-barrels, son ideales para plataformas petroleras marinas.

3. Remueven mayor cantidad de agua que otros tratadores.

4. Las bajas temperaturas de tratamiento provoca menos problemas de corrosión e incrustación.

La mayor desventaja de los tratadores electrostáticos es el gasto adicional del sistema eléctrico requerido, sistemas de control y de mantenimiento.

En general se puede decir que el uso de un tratador electrostático procesará el doble que un tratador de otro tipo que tenga las mismas dimensiones y a bajas temperaturas.

4.5 Desalado de petróleo.

Como se mencionó anteriormente, las sales minerales están presentes en el crudo en diversas formas, tales como: cristales solubilizados en agua emulsionada, productos de corrosión o incrustación insolubles en agua y compuestos organometálicos como las porfirinas o los naftenatos.



Después de la deshidratación o del rompimiento de la emulsión, el petróleo crudo todavía contiene un pequeño porcentaje de agua remanente. Los tratamientos típicos del aceite anteriormente mencionados (adición de desemulsificantes, calentamiento, sedimentación y tratamiento electrostático) pueden reducir el porcentaje de agua del crudo a rangos de 0.1-1.0 % volumen. Este valor de 0.1-1.0 % agua consiste en numerosas gotitas de agua dispersas en el seno del crudo.

La salmuera es agua con una alta concentración de sal disuelta (NaCl). Existen ríos y lagos salados de donde se extrae, principalmente para obtener su sal evaporando el agua en salinas. La salmuera puede ser venenosa para algunos animales. Por extensión, también se llama salmuera a disoluciones altamente concentradas de otras sales. Son ejemplos de ello la salmuera de cloruro de calcio.

La salinidad de la salmuera producida puede variar desde 1,000 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 (3-4.3 % peso) de sales disueltas. El contenido de sal en el crudo normalmente es medido en libras de cloruros, expresado como cloruro de sodio equivalente, por 1000 barriles de crudo limpio (Libras por Mil Barriles –LMB-, Pounds per Thousand Barrels –PTB).

Cuando el crudo es procesado en las Refinerías, la sal puede causar numerosos problemas operativos. Las incrustaciones de sal en los equipos causa disminución de flujo, taponamiento, reduce la transferencia de calor en los intercambiadores, tapona 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 a menos de 1 Libra por Mil Barriles (LMB). Esta corrosividad de la salmuera producida ha resultado también en especificaciones en el contenido de salinidad del crudo de 20-30 LMB para la transportación en carrostanque o ductos.

El desalado en campo reduce la corrosión corriente abajo (bombeo, ductos, tanques de almacenamiento, carrostanque). 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.


http://es.wikipedia.org/wiki/Agua

http://es.wikipedia.org/wiki/Salina

http://es.wikipedia.org/wiki/NaCl

http://es.wikipedia.org/wiki/Sal_(condimento)

E XP L O R A C IO N Y P R O D U C C IO N OPERACIÓN DE TANQUESDesaladora (Coalesores electrostáticos) es el equipo diseñado para eliminar sales, lodos y agua que trae consigo el petróleo crudo, Fig.4.3

FIG.4-3. COMPONENTES DE UNA DESALADORA.

El crudo es precalentado y mezclado con agua, la cual se disgrega en gotitas de 0.0005 a 0.00005", formando una emulsión que, disuelve y engloba fácilmente las sales y demás sólidos que hay en el petróleo crudo, pasando luego esta emulsión a la desaladora, a través de una válvula mezcladora que termina de formar la emulsión crudo-agua.

Dentro de la desaladora se rompe la emulsión crudo-agua, o sea, se provoca que las pequeñas gotitas se junten unas con otras, formando así una gota grande que cae al fondo de la desaladora debido a su mayor peso; este rompimiento se provoca con dos rejillas dentro de la desaladora, que están conectadas a alto voltaje. Al tener un alto voltaje las dos rejillas la emulsión crudo-agua está sujeta a la acción de un campo eléctrico de corriente alterna de alto voltaje, el cual destruye la película de crudo que rodea a las gotas, haciendo posible la combinación de estas, separándose el agua con las sales y sólidos del crudo, que se obtiene como crudo desalado, el agua es drenada a través de una válvula controladora de nivel de interfase.

La desaladora funciona debido a que tiene en su interior suspendidas por medio de aisladores dos electro-placas (electrodos) en la mitad superior del recipiente. Estas placas están cargadas eléctricamente a voltajes que varían entre 13,000 a 33,000 volts, según el tipo de desaladora. La corriente la proporcionan transformadores montados en la parte superior del recipiente y es introducida al recipiente por medio de cables que penetran por el buje (Bushing) de entrada eléctrica.



Existen varios tipos de desaladoras que difieren entre sí, básicamente en la localización de la distribución de la emulsión agua-crudo, y cada una es capaz de adaptarse a cualquier aplicación de desalado, sin embargo sus características hacen que su funcionamiento sea mejor para ciertos servicios específicos.

Cieléctrica. Es una desaladora de un solo paso elimina las sales como NaCl en un porcentaje mayor del 90%, no permite la adecuada remoción de sales hidrolizables de calcio y magnesio, tienen un distribuidor ajustable que proporciona un flujo horizontal de la emulsión en el campo eléctrico, se recomienda para flujos viscosos pesados y maneja flujos variables.

De baja velocidad. Alimenta la emulsión en la fase acuosa de donde esta fluye verticalmente hacia el campo eléctrico, opera mejor para crudos ligeros a medios, el desalado lo hace en dos etapas dentro del mismo recipiente o bien en dos desaladoras en serie.

El agua de lavado fresca se alimenta a la segunda etapa, de la cual se manda a la primera. Remueve el 90% de sales como NaCl en la primera etapa y en la segunda remueve las sales como CaCl2 y MgCl2, así como la remoción de los sedimentos en un 90% y los sólidos suspendidos de un 4 – 10%. La eficiencia de desalado es de 94 – 96%, obteniéndose menos de 1 LMB a la salida como cloruros.

Bieléctrica. Alimenta dos corrientes de la emulsión agua-crudo entre tres electrodos, permitiendo una mayor capacidad por unidad de volumen de recipiente, que las desaladoras de flujo vertical.

Su eficiencia de desalado es de 98-99% soporta más alta cantidad de sales a la entrada, hasta 100 lb, y con contenido de sales a la salida menor a 1 lmb removiendo del 10-15% de sólidos, disminuye el consumo de aditivos y considerablemente el arrastre de crudo en el agua de salmuera.

FIG.4-4. TRES TIPOS DE DESALADORAS: CILÉCTRICA, DE BAJA VELOCIDAD Y BIELÉCTRICA.

En la Fig.4.5 se muestra un diagrama de flujo de un sistema convencional de deshidratación y desalado.



Deshidratador

Desalador

Válvulamezcladora

Alimentación de crudo

Drene de agua

Agua de dilución

Drene de agua

Desemulsificante

Transformador del desalador Crudo

limpio

FIG.4.5. SISTEMA CONVENCIONAL DE DESHIDRATACIÓN Y DESALADO.

5.0 PRINCIPIOS DE OPERACIÓN DE LOS TANQUES DESHIDRATADORES (GUM

BARRELS).

Estos son tanques semejantes a los tanques de almacenamiento, la diferencia pr incipal es que éstos siempre mantienen un colchón de agua dentro de el los, asimismo, pueden o no contar con una entrada de agua dulce para regenerar el colchón de agua, cuando éste se encuentre con un alto contenido de sales disueltas. La entrada de f luidos es por la parte infer ior o base y la descarga del aceite por la parte superior (derrame), en su inter ior éstos t ienen a la l legada del aceite, tubería ranurada conveniente para que el f luido salga debidamente separado en forma de pequeñas burbujas, pueden tener una válvula automática o “pata de ganso” para controlar el nivel de agua dentro del Gun Barrel .

Es prefer ible que éstos sean altos y de poco diámetro con el f in de mantener la altura del agua que requiera para que el aceite sea lavado, la altura del colchón de agua no se determina arbitrar iamente, así como tampoco las ranuras del tubo esparcidor, las que son determinadas por medio de cálculos.

Los tanques deshidratadores, pueden o no estar provistos de un separador pr imario con el f in de darle una nueva etapa de separación al aceite a tratar, para que el gas que pudiera contener éste, no entre junto con el aceite al deshidratador, ya que produciría mayor turbulencia y consecuentemente esto ayudaría a la formación de emulsiones.

Partes que constituyen un tanque deshidratador• Boquil las en envolvente, el número y diámetro de estas br idas con niple

dependerán de las tuberías que a él se conecten.• Puertas de acceso, (registro hombre), tanto en el techo como en la

envolvente cerca del fondo.• Escaleras marinas en su inter ior y en el exter ior, de caracol o

incl inadas.• Válvulas de seguridad, válvulas de presión y vacío, válvulas arresta

f lama y térmica cuando se tenga un sistema de recolección de vapores.• Válvulas para muestreo convenientemente instaladas.



• Sistema de contraincendios.• Entrada de agua dulce, puede o no tenerla y sirve para regenerar el

colchón de agua.• Conexiones para cr istal de nivel (nivel ópt ico), deberán estar situadas

principalmente en la sección de interface.• Control automático o manual para mantener el nivel del colchón de

agua.• Válvula de drene, accionada por el control de nivel.• Pata de ganso o sifón, se instala cuando no se cuenta con la válvula

automática reguladora de nivel, ya que es con el mismo f in.

En estos tanques, el tubo de medición es únicamente con el f in de comprobar, en forma esporádica el nivel agua-aceite por medio de la cinta de aforo de tanques previamente recubierta por una sustancia química.

FIGURA 5.1 VISTA DE UN TANQUE DESHIDRATADOR

Operación y funcionamiento


E XP L O R A C IO N Y P R O D U C C IO N OPERACIÓN DE TANQUESEl aceite por deshidratar, entra al Gun Barrel o tanque deshidratador, por la l ínea de carga donde entra al f lummer y después a la parte infer ior, donde se encuentra el esparcidor. Éste,está compuesto de tubos ranurados convenientemente diseñados para que el volumen total de los f luidos que l leguen a deshidratarse, pasen a través de cada una de las ranuras del tubo esparcidor, en esta forma el aceite sale formando pequeños chorros o burbujas, dentro del tanque deshidratador se mantiene un colchón de agua con el f in de que esos pequeños chorros que salen del esparcidor al pasar a través del colchón de agua se laven o sea que las partículas de agua que vienen en suspensión con el aceite se adhieran al volumen de agua que cont iene el Gun Barrel, desde luego el volumen inicial de agua que se t iene en el Gun Barrel aumentaría en virtud que retendrá el agua que cont iene el aceite y para mantener un nivel constante del colchón de agua se puede lograr metiendo un sifón o pata de ganso, por medio de un f lotador que únicamente puede f lotar en el agua mas no en el aceite y al elevarse el nivel, este f lotador mandará una señal a la válvula de drene abriéndola o cerrándola según sea el caso, cuando el colchón del Gun Barrel l lega a tener una alta concentración de sales puede regenerarse ésta cambiándola por medio de una inyección de agua dulce. El aceite lavado (deshidratado) debido a su densidad subirá del nivel del agua, derramando por un tubo de salida del Gun Barrel a los tanques de asentamiento o envío.



Fig.5.2 Vista inter ior de un tanque deshidratador.

5.2 INSTRUCCIONES DE TRABAJO DE LOS TANQUES DESHIDRATADORES

1. OBJETIVO

Proporcionar las instrucciones necesarias para la correcta operación de los tanques deshidratadores, dentro de un marco de seguridad y protección al medio ambiente.

2. AMBITO DE APLICACIÓN, ALCANCE Y RESPONSABILIDADES

El presente instructivo es de observancia general y obligatoria y deberá ser aplicado por los Ingenieros de Turno de Operación, Medidores Generales, Jefes “A” de Patios y Tanques y personal de apoyo que realicen sus labores en el área del proceso de deshidratación de la Terminal Marítima Dos Bocas.

Es responsabilidad del Medidor en Turno de Deshidratación o del personal designado por el Ingeniero de Turno de Operación, medir cada dos horas el nivel de aceite y el tirante de agua, así como de realizar los movimientos operativos necesarios para mantener el tirante de agua y nivel de aceite dentro del intervalo de operación determinado.

3. REVISION Y ACTUALIZACION


E XP L O R A C IO N Y P R O D U C C IO N OPERACIÓN DE TANQUESEste manual es de segunda edición y cualquier sugerencia, recomendación o comentario para la revisión del presente manual, deberá dirigirse a la Coordinación de Operaciones de la TMDB, la cual se encargara de la revisión, actualización y distribución, la cual se llevara a cabo por lo menos cada dos años o antes si las sugerencias o recomendaciones de cambio lo justifican.

4. MARCO NORMATIVO

• Reglamento de Seguridad e Higiene de Petróleos Mexicanos 1998

Procedimiento para elaborar procedimientos del SIASPA en Pemex Exploración y Producción 200-23040-OP-109-0001

5. POLITICAS DE SEGURIDAD

El buen desempeño sobre la Seguridad Industrial y Protección Ambiental es responsabilidad de todos y cada uno de los empleados de PEP, por lo que cada uno en forma individual y colectiva deberá aceptar su responsabilidad en cuanto a la administración y manejo de la Seguridad Industrial y Protección Ambiental. Por lo que es necesario que todo el personal que va a realizar el trabajo porte su equipo de protección personal completo (botas, guantes, casco, ropa de trabajo, mascarilla de protección respiratoria, gafas, etc.), según las recomendaciones emitidas en el Reglamento de Seguridad e Higiene de Petróleos Mexicanos.

6. DEFINICIONES

TANQUE DESHIDRATADOR Recipiente cilíndrico vertical construido con placas de acero al carbón, destinado a deshidratar crudo en frío

TIRANTE DE AGUA. Nivel de agua necesario para realizar el lavado y desalado del crudo en los tanques deshidratadores

CINTA DE MEDICION Instrumento graduado en centímetros o pulgadas, que se utiliza para medición de objetos líquidos.

CRUDO LIGERO MARINO. Hidrocarburo de alta calidad, dado que su gravedad API tiene un rango de 31.0 a 33.0 con gran contenido de agua.

DESHIDRATACION. Proceso fisicoquímico que se lleva a cabo en los tanques de 200 MBLS mediante el cual se separa el agua congénita del hidrocarburo.

AGUA CONGENITA. Agua salada procedente de los yacimientos petroleros asociadas con los hidrocarburos producto de la extracción de los mismos.

INSTRUCCIÓN PARA LA OPERACION DE LOS TANQUES DESHIDRATADORES



OBJETIVO. Proporcionar las instrucciones necesarias para la correcta operación de los tanques deshidratadores, dentro de un marco de seguridad y protección al medio ambiente.

INSTRUCCIONES IMPORTANTES DE SEGURIDAD. Antes de iniciar cualquier actividad pregúntese:

¿Qué vamos a hacer?

¿Cómo lo vamos a hacer?

¿Con qué lo vamos a hacer?

Si no tiene respuesta a alguna de estas interrogantes, pregunte a su superior.

El nivel de operación de los tanques deshidratadores es: para el aceite un entre 12.50 y 12.70 mts, y para el tirante de agua entre 4.00 y 4.60 mts. La medida del tirante de agua puede tener cambios a petición de la Superintendencia de Medición y Control de Calidad. Cualquier variación de los rangos establecidos puede causar problemas en los tanques deshidratadores como son: variación en la medición del crudo ligero, baja eficiencia de los tanques, engasa miento (niveles menores de 11.70 mts, origina arrastre de grasas y aceites hacia los pozos de captación.

DESARROLLO.

Verificar la apertura de las válvulas de entrada y salida de los tanques (la operación de los tanques deshidratadores se realiza básicamente por medio de una válvula de entrada a los tanques y una de salida estando distribuidas de la siguiente manera)

a) ENTRADA DE CRUDO

En este tanque el crudo ligero marino es controlado por medio de una válvula de 48” de diámetro, localizada en el lado oeste del área de integración. (Verificar que la válvula de pie de tanque de 36”Ø lado norte se encuentre abierta 100%).

b) SALIDA DE CRUDO DESHIDRATADO.

En general, la salida del crudo (deshidratado) de los tanques deshidratadores se realiza por medio de una válvula de 36” de diámetro (válvula colectora) localizada en el lado este de los tanques, a un costado de las válvulas de pie de tanque, la función de esta válvula es mantener un nivel de producto en el tanque definido entre 12.50 y 12.70 metros por lo que es importante comunicar por radio los movimientos de apertura y cierre de esta válvula al ingeniero de turno de operación, Jefe “A” de patio y tanques y al operador de la casa de bombas correspondiente ya que esto afecta directamente la operación de las motobombas de la casa de bombas.

NOTA: Los siguientes movimientos operativos son aplicables para todos los tanques deshidratadores.

1. Medir los tanques cada dos horas

2. Verificar con cinta el nivel de agua y aceite contenido en el tanque.


E XP L O R A C IO N Y P R O D U C C IO N OPERACIÓN DE TANQUES3. Comparar este resultado con la lectura anterior, dependiendo de la variación que observe

(incremento o disminución de nivel) verifique la apertura de la válvula colectora y, en coordinación con el ingeniero de turno de operación, jefe “A” de patio y tanques y operador de la casa de bombas correspondiente, proceda a abrir o cerrar lo suficiente para que el nivel se mantenga dentro del intervalo deseado.

4. Si la válvula colectora tiene una apertura de 70% o más y el nivel del tanque continuo incrementando, de aviso al ingeniero de turno y/o jefe de guardia para que se realicen los movimientos necesarios para corregir esto.

5. El nivel de agua que deben contener los tanques deshidratadores lo determina el Departamento de Medición y Control de Calidad, por lo que es necesario vigilar y mantener el nivel determinado. Ver el instructivo para drenar el agua aceitosa de los tanques deshidratadores.

6. Si la válvula colectora tiene una apertura de 70% o más y el nivel del tanque continuo incrementando, de aviso al ingeniero de turno y/o jefe de guardia para que se realicen los movimientos necesarios para corregir esto.

7. El nivel de agua que deben contener los tanques deshidratadores lo determina el Departamento de Medición y Control de Calidad, por lo que es necesario vigilar y mantener el nivel determinado. Ver el instructivo para drenar el agua aceitosa de los tanques deshidratadores.

8. La basura generada en el proceso de medición debe ser depositada en el depósito instalado para este fin al pie de la escalera de acceso a la cúpula.

9. Las gráficas de los manógrafos de la entrada de aceite de los TV- 2004, 2005 y 2006 deben ser reemplazadas todos los días a las 05:00 hrs.

10. Anotar en bitácora las mediciones tomadas (nivel total y nivel de agua), y los movimientos de apertura y cierre de las válvulas colectoras.

INSTRUCCIÓN PARA DRENAR EL AGUA ACEITOSA DE LOS TANQUES DESHIDRATADORES

OBJETIVO Proporcionar las instrucciones necesarias para realizar el drenado del agua aceitosa de los tanques deshidratadores, dentro de un marco de seguridad y protección al medio ambiente.

POLITICAS DE SEGURIDAD



Es imprescindible que cada uno de nosotros se asegure de utilizar completamente su equipo de seguridad personal tales como: casco, botas, ropa adecuada, mascarillas, guantes, etc. Para el buen desempeño de este trabajo ya que con esto ayudamos a prevenir accidentes que pueden afectar nuestra vida familiar y el entorno ecológico.

DESARROLLO

1. Verifique que su equipo de protección personal y herramientas sea el adecuado y se encuentren en buenas condiciones, tales como: Cintas, ropa de algodón, botas, casco, guantes, detector de gas y mascarillas para gases.

2. Al inicio del turno revisar la bitácora para verificar hacia donde se está realizando el drenado de agua (cárcamo o separador de grasas), y el porcentaje de apertura de las válvulas de drenaje.

3. Verifique con el Ingeniero de Turno de Operación el nivel de agua que debe contener los tanques deshidratadores

4. Verificar que se encuentre abierta la válvula de 12”Ø correspondiente (pozo o cárcamo).5. Verificar que las escaleras de acceso a la válvula de 4”Ø se encuentren en buenas

condiciones, de lo contrario reportar cualquier inconveniente al Ingeniero de Turno de Operación y tomar las medidas de seguridad necesarias para realizar los movimientos de drenado.

6. Durante el acceso a la plataforma de medición cuide sus pasos y utilice los pasamanos de la escalera.

7. Verifique con cinta el nivel de agua contenido en el fondo del tanque deshidratador, si este nivel se encuentra fuera de lo requerido (punto 2), avisar al Ingeniero de Turno de Operación y, en coordinación con el Operador de la Planta de Tratamiento de Efluentes realizar movimientos para ajustar el nivel de agua a lo requerido.

8. Abrir válvulas de drenaje aceitoso (4”Ø) en porcentajes iguales para evitar arrastre de crudo a pozos o cárcamos.

9. Verificar continuamente el nivel de agua en el fondo del tanque deshidratador, cuando se alcance el nivel requerido proceder a disminuir o aumentar el drenado, estrangulando o abriendo las válvulas de 4”Ø. Informando por radio al Operador de la Planta de Tratamiento de Efluentes y al Ingeniero de Turno de Operación

10. Anotar en la bitácora el porcentaje de apertura de las válvulas de drenaje aceitoso al terminar su turno.

INSTRUCCIÓN DE TRABAJO PARA MEDICION DE LOS TANQUES DESHIDRATADORES

OBJETIVO Proporcionar las instrucciones necesarias para realizar la medición tanto del tirante de agua como del aceite en los tanques deshidratadores, dentro de un marco de seguridad y protección al medio ambiente.

INSTRUCCIONES IMPORTANTES DE SEGURIDAD. Antes de iniciar cualquier actividad pregúntese: ¿Qué vamos a hacer? , ¿Cómo lo vamos a hacer?, ¿Con qué lo vamos a hacer? Si no tiene respuesta a alguna de estas interrogantes, pregunte a su superior


E XP L O R A C IO N Y P R O D U C C IO N OPERACIÓN DE TANQUESDESARROLLO.

Para realizar la medición se utiliza el método de medición a fondo que consiste en lo siguiente.

1. Unte un metro de cinta con la pasta especial para detectar agua , (+/- 50 cms de la lectura anterior del tirante de agua). Por ejemplo si la lectura anterior fue 3.80 mts de agua untar desde 3.30 mts. hasta 4.30 mts.

2. Colóquese en la toma de muestra a favor del viento.

3. Introduzca la cinta de medición por el tubo de muestreo del tanque hasta que tope el fondo del tanque, hasta donde manche el crudo la cinta será el valor del nivel del crudo.

4. Con una Pizeta agregue diesel sobre el metro de cinta en el que se coloco la pasta detectora de agua para limpiar el hidrocarburo, en el punto superior en que se detecte el cambio de coloración de la pasta es la medición del tirante de agua.

5. Anote la medida del tirante de agua y de aceite en la bitácora.6. Informe al ingeniero de turno la medida del tanque7. La medición de los tanques deshidratadores se debe realizar cada dos horas.

NOTA. Cuando no se puedan medir los tanques por alguna causa especial anotar en bitácora la causa del incumplimiento.

1.1 INTERPRETACION DE LAS PRUEBAS DE LABORATORIO EFECTUADAS AL CRUDO.

En toda industria que trabaje con hidrocarburos, los resultados de las pruebas de laboratorio, son de suma importancia ya que de ellas depende en gran parte el control de calidad de las materias primas, productos intermedios y terminados que se obtienen en las diferentes plantas de proceso que conforman los complejos de producción o refinerías, así como también a los reactivos empleados, etc.

Los datos obtenidos de los resultados de los análisis o determinaciones físicos y químicos sirven para caracterizar los productos y corrientes y de éste modo conocer la calidad y saber si están dentro de especificación. Estos análisis se efectúan por medio de métodos normalizados y no normalizados; estos métodos pueden ser: ASTM, UOP. IP, etc.



También es importante no solo conocer los análisis efectuados a cada corriente, sino su interpretación y especificación en cada caso. En la interpretación, sabremos a que se está refiriendo, es decir que es lo que estamos determinando, por ejemplo, al determinar los °API del aceite crudo, se conoce a qué tipo de crudo pertenece o si existe una posible contaminación.

Las muestras de petróleo, productos del petróleo y sus derivados así como muestras de agua para uso industrial y aguas de desecho y renovadas, se examinan por diferentes métodos de prueba para determinar sus características físicas, químicas y en ocasiones biológicas, es necesario por lo tanto que las muestras sean verdaderamente representativas. Las precauciones requeridas para asegurar el carácter representativo de la muestra son numerosas y dependen de la naturaleza de la muestra y los análisis a efectuarle.



BIBLIOGRAFÍA.

1. Comité de normalización de petróleos mexicanos y organismos subsidiarios, “Protección de áreas y tanques de almacenamiento de productos inflamables y combustibles de PÉMEX refinación” (NFR-015-PEMEX 2008).

2. Juan Manuel León Estrada, “Diseño y cálculo de recipientes a presión”, Edición 1994 México D.F.


manaul d operaion d tanques

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