DERECHOS RESERVADOS

1
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE INGENIERÍA QUÍMICA
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PROPUESTA DE MEJORAS EN LA PLANTA PLD-3 DE CAMPO BOSCAN
PARA REDUCIR EL CONTENIDO DE AGUA EN EL CRUDO DE SALIDA
Trabajo Especial de Grado presentado ante la
Universidad Rafael Urdaneta para optar al título de:
INGENIERO QUÍMICO
Autores:
Br. VANESSA BRICENO
Br. MARIA TORRES
Tutor:
Ing. Waldo Urribarri
Maracaibo, diciembre de 2014.
2
PROPUESTA DE MEJORAS EN LA PLANTA PLD-3 DE CAMPO BOSCAN
PARA REDUCIR EL CONTENIDO DE AGUA EN EL CRUDO DE SALIDA
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_____________________________
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_____________________________
Briceño Mayor, Vanessa Solanye
Torres Atencio, María Laura
C.I: 20.442.970
C.I: 21.210.248
Calle 23 con Av. 24, El Mojan
Calle 75 con Av. 3E Edif. Vista Alta
Teléfono: 0426-3687266
Teléfono: 0412-1689681
[email protected]
[email protected]
____________________________
Ing. Waldo Urribarri
Tutor Académico
3
DEDICATORIA
Dedico este trabajo especial de grado, primero a Dios por permitirme estar en este
mundo y poder disfrutar la satisfacción de estar a solo un paso de mi título,
segundo a mis padres que con su ejemplo me colmaron de valores para seguir
adelante, y con su esfuerzo hicieron posible culminar mis estudios en esta casa
S
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de estudio, a mi hermano, a mi novio, a todos mis familiares y amigos que de una
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u otra forma me brindaron apoyo, consejos y esa palabra de aliento cuando más lo
necesite.
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Briceño, Vanessa
4
DEDICATORIA
A Dios, quien con su sabiduría y fortaleza, me guió siempre por el buen camino y
no me permitió decaer en ningún momento.
A mis padres, ya que fueron pilar fundamental en el desarrollo de mi carrera y sin
S
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D
A mis compañeros de estudio, quienes lograron brindarme elV
apoyo
A y el ánimo
R
E todos los obstáculos
Sjuntos
necesarios a lo largo de toda la carrera para vencer
E
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S
que se presentaron.
O
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R
A todas y cada una
de las personas que de alguna u otra manera, contribuyeron a
DE
su apoyo incondicional hubiese sido imposible culminarla.
que lograra esta importante meta que me propuse, y que me han permitido crecer
tanto en el ámbito profesional, como en el ámbito personal.
Torres, María Laura
5
AGRADECIMIENTO
A mis padres por hacer posible llevar a cabo mis estudios en la universidad Rafael
Urdaneta.
S
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VA
A la Universidad Rafael Urdaneta por ofrecerme una preparación integral como
R
SE
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S
futura ingeniera de la mano con la ética profesional con la que cuentan los
profesores de la institución.
HO
C
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departamento deD
Ingeniería
ER de Apoyo a Operaciones de Petroboscan, en especial
A mis tutores, Waldo Urribarri, Enrique Anciani, Wilmer Uzcàtegui y a todo el
al Ing. Elías Machado, quien con todos sus conocimientos, consejos y apoyo,
favoreció el desarrollo y conclusión exitosa de este trabajo especial de grado.
A todos los profesores, que durante mi formación no solo compartieron sus
conocimiento sino también sus vivencias y consejos para hacer de mí una mejor
persona comprometida con mi trabajo y con la sociedad, en especial a los
profesores Oscar Urdaneta, Nelson Molero, Cesar García, María Emilia Da costa,
Carla López, Roque Amesti y José Luis Bermúdez.
A INPELUZ, por facilitarnos sus instalaciones y en particular al Ing. Yoiger
Materan, no solo por su amabilidad sino también por brindarnos su colaboración y
sus conocimientos al realizar los análisis para el desarrollo de este trabajo
especial de grado.
A la empresa PETROBOSCAN C.A. por permitirme llevar a cabo este proyecto y
poder poner en práctica los conocimientos adquiridos a lo largo de mi carrera.
Briceño, Vanessa
6
AGRADECIMIENTO
A la fundación JEL por financiar mis estudios en la Universidad Rafael Urdaneta.
A la Universidad Rafael Urdaneta por formarnos y prepararnos para desarrollar
esta investigación y darnos las herramientas para ser profesionales.
S
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VA
A nuestros tutores, Waldo Urribarri, Enrique Anciani y a todo el departamento de
ER
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R
desarrollo y conclusión exitosa de este
trabajo
especial de grado.
S
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H
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R
A todos los profesores,
DE que a lo largo de nuestra carrera compartieron su
Ingeniería de Apoyo a Operaciones de Petroboscàn, en especial al Ing. Elías
Machado, quien con todos sus conocimientos, consejos y apoyo, favoreció el
sabiduría y sus conocimiento en varios campos de la Ingeniería Química,
especialmente a los profesores Oscar Urdaneta, Nelson Molero, Cesar García,
María Emilia Da Costa y Roque Amesty.
A INPELUZ, en especial al Ing. Yoiger Materan, por facilitarnos sus instalaciones y
brindarnos todo su apoyo al momento de realizar los análisis para el desarrollo de
este trabajo especial de grado.
A la empresa PETROBOSCAN C.A. por darme la oportunidad de realizar este
proyecto y a todo el personal por haberme hecho sentir como un integrante más
de la familia.
Torres, María Laura
7
INDICE GENERAL
RESUMEN
ABSTRACT
pág.
S
O
D
VA
INTRODUCCION…………………………………………………………………
R
SE
E
R
S
CAPITULO I………………………………………………………………………
O
19
21
1.1. Planteamiento del problema……………………………………………….
21
1.2. Objetivos de la investigación………………………………………………
23
1.2.1. Objetivo general…………………………………………………………..
23
1.2.2. Objetivos específicos…………………………………………………….
23
1.3. Justificación de la investigación…………………………………………...
24
1.4. Delimitación de la investigación…………………………………………...
24
1.4.1. Delimitación temporal…………………………………………………….
24
1.4.2. Delimitación espacial……………………………………………………..
24
1.4.3. Delimitación científica…………………………………………………….
25
CAPITULO II……………………………………………………………………...
26
2.1. Descripción de la empresa………………………………………………...
26
2.1.1. Misión………………………………………………………………………
27
2.1.2. Visión………………………………………………………………………
27
2.1.3. Organigrama de la empresa…………………………………………….
27
2.2. Antecedentes de la investigación…………………………………………
29
2.3. Bases teóricas………………………………………………………………
31
H
C
E
ER
D
8
2.3.1. Petróleo……………………………………………………………………
31
2.3.2. Composición del petróleo………………………………………………..
32
2.3.3. Deshidratación de crudo…………………………………………………
35
2.3.4. Naturaleza de las emulsiones…………………………………………..
36
S
O
D
2.3.6. Propiedades que intervienen en la estabilidad de la emulsión……...
A
V
R
SE
2.3.7. Mecanismos de ruptura………………………………………………….
E
R
Sgotas………………………….…
O
H
2.3.7.1. Acercamiento microscópico
de
las
C
E
R
2.3.7.2. DrenajeD
de E
la película…………………………………………………..
2.3.5. Agentes emulsionantes…………………………………………………..
37
39
41
42
42
2.3.7.3. Coalescencia…………………………………………………………….
45
2.3.8. Métodos de tratamiento……………………………………………………
45
2.3.9. Equipos utilizados en la deshidratación de crudo……………………..
46
2.3.10. Caracterización de crudos………………………………………………
51
2.3.10.1. Análisis SARA………………………………………………………….
52
2.3.10.2. Asfaltenos y parafinas…………………………………………………
52
2.3.10.3. Maltenos………………………………………………………………..
53
2.3.10.4. Índice de inestabilidad coloidal……………………………………….
54
2.3.10.5. Densidad………………………………………………………………..
54
2.3.10.6. Viscosidad………………………………………………………………
55
2.4. Sistema de variables…………………………………………………………
56
CAPITULO III………………………………………………………………………
59
3.1. Tipo de investigación…………………………………………………………
59
3.2. Diseño de investigación…………………………………………………………
60
9
3.3. Técnicas de recolección de datos……………………………………………..
62
3.4. Instrumentos de recolección de datos………………………………………..
64
3.5. Fases de la investigación………………………………………………………
67
3.5.1. FASE 1: Caracterización los fluidos (crudo y agua) que entran a la planta
S
O
D
VA
PLD-3 de Campo Boscán, al igual que los fluidos que entran a los
R
SE
E
R
S
deshidratadores electroestáticos y los fluidos que salen a la refinería de Bajo
Grande…………………………………………………………………………………
O
H
C
E
ER
D
67
3.5.2. FASE 2: Comparación de las características de los fluidos utilizados
para el diseño original de las plantas con las características que actualmente
presentan los mismos………………………………………………………………..
70
3.5.3. FASE 3: Levantamiento de las instalaciones que conforman la planta
deshidratadora de crudo PLD-3…………………………………………………….
70
3.5.4. FASE 4: Mejoras en cuanto a la planta de deshidratación de crudo PLD3 que ayuden a solventar la problemática planteada……………………………
71
CAPITULO IV………………………………………………………………………….
73
4.1. Caracterizar los fluidos (crudo y agua) que entran en la planta PLD-3 de
Campo Boscán………………………………………………………………………..
73
4.1.1. Normas empleadas……………………………………………………………
73
4.1.2. Análisis de los volúmenes de agua libre y crudo para cada muestra….
73
4.1.3. Análisis de las fracciones de Saturados, Aromáticos, Resinas y
Asfaltenos de los fluidos que entran a la planta deshidratadora PLD-3……….
74
10
4.1.4. Caracterización de los fluidos que entran a la planta deshidratadora de
crudo PLD-3…………………………………………………………………………….
76
4.2. Comparar las características de los fluidos utilizados para el diseño
original de las plantas con las características que actualmente presentan los
mismos…………………………………………………………………………………
S
O
D
VA
R
SE
E
R
S
78
4.3. Realizar el levantamiento de las instalaciones que conforman la planta
deshidratadora de crudo PLD-3………………………………………………………
HO
C
E
de crudo PLD-3…………………………………………………………………………
DER
79
4.3.1. Levantamiento de los equipos que conforman la planta deshidratadora
79
4.3.2. Comparación de las condiciones normales y límites de operación con las
condiciones actuales de los equipos que conforman la planta deshidratadora
80
de crudo PLD-3…………………………………………………………………………
4.6. Simulaciones de la operatividad planta deshidratadora de crudo PLD-3 de
Campo Boscán………………………………………………………………………….
90
4.6.1. Simulación de la operatividad en las condiciones de diseño de la planta
deshidratadora de crudo PLD-3 de Campo Boscán………………………………..
90
4.6.2. Simulaciones de la operatividad en las condiciones actuales de la planta
deshidratadora de crudo PLD-3 de Campo Boscán………………………………..
4.7. Diagrama de Causa-Efecto referente a las causas más probables que
ocasionaron la situación planteada…………………………………………………..
4.8. Propuestas de mejoras en la planta PLD-3 de Campo Boscàn para reducir
el contenido de agua en el crudo de salida………………………………………….
4.8.1. Reemplazo del tanque de almacenamiento T-201 por un tanque de
lavado…………………………………………………………………………………….
4.8.2. Instalación de un Calentador adicional en el proceso……………………..
90
91
93
94
95
11
4.8.3. Instalación de un Intercambiador de Calor adicional en el proceso……...
98
CONCLUSIONES………………………………………………………………………
101
RECOMENDACIONES………………………………………………………………..
103
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS………………………………………………….
104
107
S
DO
ANEXOS…………………………………………………………………………………
C
E
R
DE
E
R
S
HO
A
V
R
SE
12
INDICE DE TABLAS
pág.
Tabla 2.1. Clasificación de Crudos
54
S
O
D
Tabla 4.2. Análisis S.A.R.A.: Asfaltenos……………………………………….
74
A
V
ER
S
Tabla 4.3. Análisis S.A.R.A.: Saturados………………………………………..
75
E
R
S
O
H
Tabla 4.4.: Análisis S.A.R.A.: Aromáticos………………………………………
75
C
E
ER Resinas………………………………………….. 75
DS.A.R.A.:
Tabla 4.5. Análisis
Tabla 4.1. Volúmenes de agua libre y crudo para cada muestra………….
73
Tabla 4.6. Índices de Inestabilidad Coloidal…………………………………..
76
Tabla 4.7. Gravedad API…………………………………………………………
76
Tabla 4.8. Gravedad Específica y Densidad………………………………….
77
Tabla 4.9. Emulsión y Agua y Sedimentos……………………………………
77
Tabla 4.10. Viscosidad Dinámica y Cinemática……………………………...
77
Tabla 4.11. Comparación de las características de los fluidos de diseño
con los fluidos actuales…………………………………………………………..
78
Tabla 4.12. Límites de Operación de Tanque de Almacenamiento de crudo
T-201………………………………………………………………………………..
82
Tabla 4.13. Condición actual de operación de Tanque de Almacenamiento
de crudo T-201…………………………………………………………………….
82
Tabla 4.14. Límites de Operación de las Bombas de Carga P-251 a P-259.
83
Tabla 4.15. Condición actual de operación de las Bombas de Carga P-251
a P-259……………………………………………………………………………..
83
Tabla 4.16. Límites de Operación de los Intercambiadores de Calor E-311
84
13
a E-314……………………………………………………………………………..
Tabla 4.17. Condición actual de operación de los Intercambiadores de
Calor E-311 a E-314………………………………………………………………
84
Tabla 4.18. Límites de Operación Calentadores de 10 y 20 MMBTU/HR F350 a F-363………………………………………………………………………...
84
86
S
DO
Tabla 4.19. Límites de Operación de Calentador de 50 MMBTU/HR F-364.
A
V
R
SE
Tabla 4.20. Condición actual de operación de Calentadores de 10, 20 y 50
MMBTU/HR F-350 a F-364………………………………………………………
86
Tabla 4.21. Límites de Operación de los Deshidratadores V-400 a V-404.
87
S RE
HO
C
E
R de operación de los Deshidratadores V-400
Eactual
Tabla 4.22. Condición
D
a V-404……………………………………………………………………………..
87
Tabla 4.23. Límites de Operación de las Torres de Expansión V-431 a V433…………………………………………………………………………………..
88
Tabla 4.24. Condición actual de operación de las Torres de Expansión V431 a V-433………………………………………………………………………..
88
Tabla 4.25. Límites de Operación de las Bombas de Despacho P-441 a P446………………………………………………………………………………….
89
Tabla 4.26. Condición actual de operación de las Bombas de Despacho P441 a P-446. ………………………………………………………………………
89
Tabla 4.27. Parámetros de diseño relacionados al proceso de
deshidratación de crudo de la planta PLD-3 de Campo Boscàn…………..
90
Tabla 4.28. Parámetros actuales relacionados al proceso de
deshidratación de crudo de la planta PLD-3 de Campo Boscàn…………..
91
Tabla 4.29. Parámetros al reemplazar tanque de almacenamiento por
tanque de lavado relacionados al proceso de deshidratación de crudo de
la planta PLD-3 de Campo Boscàn……………………………………………..
94
Tabla 4.30. Impacto en la variación de la temperatura a la salida de los
hornos en el corte de agua del crudo a la salida del proceso……………….
96
14
Tabla 4.31. Parámetros al instalar un calentador adicional relacionados al
proceso de deshidratación de crudo de la planta PLD-3 de Campo Boscàn.
97
Tabla 4.32. Parámetros al instalar un intercambiador de calor adicional
relacionados al proceso de deshidratación de crudo de la planta PLD-3 de
Campo Boscàn. …………………………………………………………………
98
D
H
C
E
ER
O
SE
E
R
S
R
S
O
D
VA
15
INDICE DE FIGURAS
pág.
Figura 2.1. Organigrama general de la empresa (Petroboscàn C.A.,
PDVSA)……………………………………………………………………………..
28
S
O
D
29
VA
Figura 2.2. Organigrama de la gerencia de operaciones (Petroboscàn
C.A., PDVSA)………………………………………………………………………
ER
S
E
R
S
Figura 2.3. Variación del factor de Stokes
con
la temperatura y la
O
H
C
gravedad API.……………………………………………………………………...
E
R
DE
Figura 2.4 Efecto del drenaje de la película sobre la concentración de
43
surfactantes naturales…………………………………………………………….
44
Figura 2.5. Efecto de la concentración superficial sobre la variación en la
tensión interfacial en el interior de la película drenada. ………………………
44
Figura 4.1. Equipos que conforman la planta deshidratadora de crudo
PLD-3……………………………………………………………………………….
80
Figura 4.2. Diagrama Causa-Efecto para el exceso de agua en el proceso
de Deshidratación de crudo en la planta PLD-3 de Campo Boscán………
93
Figura 4.3. Grafico del comportamiento de %AyS vs. Temperatura de
Salida de los Hornos / Temperatura de operación de las torres de
expansión…………………………………………………………………………..
96
16
Lista de Símbolos y Abreviaturas
% AyS: Porcentaje de Agua y Sedimentos
S.A.R.A: Saturados, Aromáticos, Resinas y Asfaltenos
S
O
D
VA
PAH: Hidrocarburo Aromático Policíclico
O
E.P.A.: Agencia de Protección Ambiental
D
H
C
E
ER
R
SE
E
R
S
BTEX: Benceno, Tolueno, Etilbenceno y Xileno
17
Briceño Mayor, Vanessa Solanye. Torres Atencio, María Laura.“PROPUESTA DE
MEJORAS EN LA PLANTA PLD-3 DE CAMPO BOSCAN PARA REDUCIR EL
CONTENIDO DE AGUA EN EL CRUDO DE SALIDA”. Trabajo especial de grado
para optar al título de Ingeniero Químico. Universidad Rafael Urdaneta. Facultad
de Ingeniería. Escuela de ingeniería Química. Maracaibo, Venezuela. 2014.136
págs.
S
O
D
VA
RESUMEN
R
SE
E
R
S
Este trabajo especial de grado tuvo como objetivo proponer mejoras en la planta
PLD-3 de Campo Boscán para reducir el contenido de agua en el crudo de salida,
ya que actualmente la planta está recibiendo crudo proveniente de las estaciones
de flujo con altos cortes de agua, afectando el óptimo funcionamiento del proceso
de deshidratación. Con el fin de alcanzar el objetivo propuesto, se caracterizó el
crudo de Campo Boscán en cuanto al porcentaje de agua y sedimentos, emulsión,
viscosidades dinámica y cinemática, gravedad API y S.A.R.A., y se comparó con
la última caracterización realizada en 1993 para observar la variación de sus
propiedades. Así mismo, se realizó un levantamiento de la infraestructura de la
planta deshidratadora PLD-3 con el fin de verificar la existencia y buen
funcionamiento de los equipos que la conforman. Luego, con la ayuda del
simulador de procesos HYSYS se simuló la planta PLD-3, tanto en condiciones de
diseño como en sus condiciones actuales, para así analizar las causas más
probables que dieron origen a la problemática planteada. Se obtuvo como
resultado que las temperaturas de crudo manejadas a lo largo del proceso se
encontraban por debajo de la mínima requerida, en especial a la salida de los
calentadores. Finalmente, se consideraron tres propuestas para solventar la
problemática; la primera consistió en el reemplazo del tanque de almacenamiento
por un tanque de lavado, que cumpla con la función de lograr una primera
separación agua-crudo, la segunda consistió en instalar otro calentador adicional
para aumentar así la temperatura del crudo en el proceso, obteniendo mejor
eficiencia en los equipos del proceso aguas abajo, en especial en las torres de
expansión y la tercera opción que consistió en aumentar la temperatura del crudo
antes de ingresar a los calentadores, mediante la incorporación de un
intercambiador de calor adicional.
O
H
C
E
ER
D
Palabras claves: deshidratación, emulsión, crudo, simulación.
[email protected]
[email protected]
18
Briceño Mayor, Vanessa Solanye. Torres Atencio, María Laura.“IMPROVEMENTS
IN THE PLANT PLD-3 OF BOSCAN FIELD TO REDUCE THE WATER
CONTENT IN THE CRUDE OIL”. Dissertation for the obtainment to the grade of
Chemical Engineer. Universidad Rafael Urdaneta. Faculty of Engineering. School
of Chemical Engineering. Maracaibo, Venezuela. 2014. 136 pages.
ABSTRACT
S
O
D
A of Boscán
This degree thesis is aimed to propose improvements in the plant
PLD-3
V
R
field to reduce the water content in the crude oil, nowadays
SE the plant is receiving
E
crude oil from the flow stations with high R
cuts
of water, affecting the ideal
SIn order to achieve the objectives
functioning of the dehydration H
process.
O
C
proposed, Boscán crude was
characterized in terms of percentage of water and
E
R
E
sediments, emulsion,
dynamic
and kinematic viscosities, API gravity and S.A.R.A.,
D
and it was compared to the last characterization realized in 1993 in order to
observe the variation of its properties. Likewise, we realize a rising of the
infrastructure of the dehydration plant PLD-3 to check the existence and good
functioning of the equipment that shape it. Then, with the help of the simulation
software HYSYS, the plant PLD-3 was simulated, both in conditions of design and
in current conditions, in order to analyze the most probable reasons that gave
origin to the raised problematic. It was obtained as result that the temperature of
crude oil handled along the process was below the minimum required, especially in
the exit of the heaters. Finally, there were three options considered to solve the
problem; the first one consisted in the replacement of the storage tank for a wash
tank or “gun barrel”, the second one consisted in installing an additional heater in
order to increase the temperature of the fluids in the process, obtaining better
efficiency in the equipment of the process downstream, especially in the expansion
towers and the third option, that consisted in increasing the crude’s temperature
before entering the heaters through the incorporation of an additional heat
exchanger.
Keywords: dehydration, emulsion, crude oil, simulation.
[email protected]
[email protected]
19
INTRODUCCION
Esta investigación se llevó a cabo en la empresa mixta venezolana Petroboscán
ubicada en el Km 40 vía Perijá en Maracaibo, estado Zulia, donde se propuso
realizar mejoras en la planta PLD-3 de campo Boscán para reducir el contenido de
agua en el crudo de salida.
S
O
D
VA
ER
S
E
R
mezcla de, entre otros elementos, hidrocarburo
y agua. Esta fracción de agua
S
O
H
Cen forma libre o emulsionada ocasionando varios
presente en el crudo puedeE
estar
R
E
problemas en elD
proceso de deshidratación del mismo, dentro de los cuales se
La existencia
de agua en el crudo es de ocurrencia natural en los estratos
geológicos es por esto que los fluidos que provienen de los yacimientos son una
puede mencionar baja eficiencia en los equipos de producción, traduciendo esto
en un crudo de poco valor comercial, ya que para su venta se requiere un
porcentaje menor al 1% de agua y sedimentos.
En relación a lo antes mencionado, es indispensable la separación de la mayor
cantidad de agua del crudo mediante un proceso de deshidratación. El proceso de
deshidratación de crudo que se lleva a cabo en la planta deshidratadora PLD-3 de
Campo Boscán involucra dos métodos para romper la emulsión de agua y aceite,
y eliminar la mayor cantidad de agua posible. El primero es la inyección de
química a nivel de los múltiples de inyección y la segunda es la deshidratación
electrostática fundamentada en el fenómeno de “coalescencia”, el cual provoca
colisión entre las gotas de agua aumentando su tamaño y decantándola por
gravedad.
Actualmente la planta deshidratadora de crudo PLD-3 maneja crudo con un alto
porcentaje de agua, por lo que son diversos los factores que impiden que el
proceso de deshidratación se lleve a cabo de manera eficiente, algunos de estos
factores son la baja temperatura del crudo en el proceso y el alto corte de agua del
20
mismo. Adicionalmente a esto, el método de recuperación secundaria utilizado
(inyección de agua al pozo) incrementa la cantidad de emulsión presente en el
crudo. Por tal motivo, se hace necesario adecuar las condiciones de operación de
los equipos a las consideradas en el diseño original de la planta y de esta forma,
aumentar la capacidad de deshidratación de los equipos instalados realizando
S
O
D
AI contiene el
En tal sentido el estudio se estructuró en cuatro capítulos. El
capítulo
V
R
SE de la investigación, la
planteamiento del problema y su formulación,R
losE
objetivos
S
O
justificación, y finaliza con la delimitación
del problema.
H
C
E
R
DE
El capítulo II, hace referencia al marco teórico que comprende la revisión de la
mejoras que optimicen su funcionamiento.
literatura, la cual abarca descripción de la empresa, antecedentes, bases teóricas
y otros aspectos que sustentan teóricamente el estudio.
El capítulo III, corresponde al marco metodológico, el cual constituye la guía para
obtener los datos necesarios para la verificación del problema estudiado, y abarca
los siguientes aspectos: tipo y diseño de investigación, técnicas e instrumentos de
recolección de datos y culmina con las fases de investigación.
El capítulo IV, trata de los resultados de la investigación donde se presentan los
resultados obtenidos, el análisis y la comparación de los datos de la investigación.
Para finalizar, se presentan las conclusiones, recomendaciones, referencias
bibliográficas utilizadas y los anexos necesarios.
21
CAPITULO I
EL PROBLEMA
1.1.
Planteamiento del problema
S
O
D
A el pozo en
mantiene allí bajo presión. Después de realizada la perforación V
se pone
R
SE su presión y la
producción; factores como la profundidad delE
yacimiento,
R
S
O
permeabilidad de la roca reservorio
determinan hasta cuando el petróleo llegará
H
ECSi las presiones son altas, el petróleo es forzado
R
sin ayuda alguna a E
la superficie.
D
El petróleo crudo entrampado en el subsuelo está asociado a gas y agua, y se
a desplazarse hacia el fondo del pozo y fluye hacia arriba. En la mayoría de los
casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de producir. Para proseguir
con la extracción se procede a la utilización de métodos artificiales de
recuperación.
Los yacimientos tienen tres tipos principales de "empujes naturales", a saber:
A. Empuje por gas disuelto (gas solution drive): La fuerza propulsora es el gas
disuelto en el petróleo que tiende a escapar y expandirse por la disminución de
presión.
B. Empuje de una capa de gas (gascap drive): Cuando el gas acumulado sobre el
petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa genera un empuje sobre
el petróleo hacia los pozos.
C. Empuje hidrostático (water drive): La fuerza impulsora más eficiente para
provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el empuje del agua
acumulada debajo del petróleo.
22
Cuando, por las características de un campo se requiere utilizar empuje
hidrostático, surge la necesidad de incorporar un proceso de deshidratación, el
cual consiste en separar 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 % de agua.
S
O
D
VA
Una parte del agua producida por el pozo petrolero, llamada agua libre, se separa
ER
S
E
R
dispersadas en el aceite, la cual se llama S
emulsión
agua/aceite (W/O).
O
H
C
E
El campo Boscán, actualmente
DER está procesando 102 mil barriles netos de crudo de
fácilmente del crudo por acción de la gravedad. La otra parte del agua está
íntimamente combinada con el crudo en forma de una emulsión de gotas de agua
aproximadamente 10.5 °API, con un corte aproximado de 50 % AyS. Su proceso
de producción se basa en 2 plantas deshidratadoras de crudo (PLD-3 y PLDZ-9)
las cuales contienen equipos de separación gravitacional y de deshidratación
electrostática.
Estas plantas fueron diseñadas para manejar cortes de agua de 22 %
aproximadamente, sin embargo, el corte de agua supera casi el doble al diseño
original, esto trae como consecuencias ineficiencia en los procesos tales como
deshidratación electrostática, calentamiento y manejo de agua residuales.
Actualmente el crudo a la salida de la planta deshidratadora de crudo PLD-3 tiene
un porcentaje de agua y sedimentos aproximado de 0,80 %, situándose en un
valor muy cercano al máximo establecido, por lo que bajo cualquier eventualidad
que ocurra en la planta, el crudo pudiese no salir bajo especificación.
Dada la situación anteriormente planteada, se realizó un estudio para determinar
las causas más probables del alto contenido de AyS a la salida de la planta
deshidratadora de crudo PLD-3 y proponer las mejoras necesarias que permitan
solventar la situación actual.
23
1.2. Objetivos de la investigación
1.2.1. Objetivo general
Proponer mejoras en la planta PLD-3 de Campo Boscán para reducir el contenido
S
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D
VA
de agua en el crudo de salida.
R
SE
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R
S
HO
C
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Rfluidos (crudo y agua) que entran a la planta PLD-3 de
1. CaracterizarE
los
D
Campo Boscán.
1.2.2. Objetivos específicos
2. Comparar las características de los fluidos utilizados para el diseño
original de las plantas con las características que actualmente presentan
los mismos.
3. Realizar el levantamiento de las instalaciones que conforman la planta
deshidratadora de crudo PLD-3.
4. Proponer mejoras en cuanto a la planta de deshidratación de crudo PLD-3
que ayuden a solventar la problemática planteada.
1.3. Justificación
El crudo producido en Campo Boscán es enviado a la refinería de Bajo Grande
para su procesamiento, el mismo debe llegar bajo ciertos parámetros de calidad.
Uno de estos parámetros indica que el crudo no debe contener más de 1% de
agua, lo cual no se está cumpliendo actualmente dado que el diseño original de
24
las plantas deshidratadoras de crudo no está adaptado a las características
actuales de los fluidos que convergen en ellas.
El aspecto metodológico es sumamente importante, ya que se llevaron a cabo
diferentes pruebas y procedimientos a nivel de campo y laboratorio que
S
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D
plantear posibles soluciones para la problemática planteada, sirviendo
A de apoyo
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para estudios futuros.
E
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H
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E
Para la empresaD
Petroboscàn,
esta investigación fue de gran utilidad al momento
permitieron caracterizar los fluidos que convergen en las plantas deshidratadoras y
de incorporar la caracterización de los fluidos que convergen en las plantas
deshidratadoras a los cambios en los procesos que coadyuvaran a solventar la
situación planteada, impactando positivamente en los costos de producción de
crudo y la rentabilidad de la empresa. Igualmente, mejorara las relaciones con
refinería al cumplir con las especificaciones requeridas para la entrega del crudo.
1.4. Delimitación
1.4.1. Delimitación espacial
La investigación tuvo lugar en la planta deshidratadora de crudo PLD-3 en Campo
Boscán, ubicado en el Edo. Zulia.
1.4.2. Delimitación temporal
La investigación se llevó a cabo durante un periodo de seis (8) meses,
comprendido entre abril 2014 y diciembre 2014.
25
1.4.3. Delimitación científica
La investigación estuvo basada en conocimientos adquiridos en química orgánica,
química analítica, química industrial así como producción y refinación de petróleo.
D
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VA
26
CAPITULO II
MARCO TEORICO
En este capítulo se presentan los antecedentes de la investigación, bases
teóricas, definición de términos básicos y sistema de variables. Es producto de
S
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D
A
conceptos y definiciones que sirven de base para la investigación.
V
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2.1. Descripción de la empresa
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DE
una revisión documental- bibliográfico, y consiste en una recopilación de ideas,
El desarrollo de la actividad petrolera en suelo zuliano tiene como principal
empresa Petróleos de Venezuela, S.A (PDVSA), habiendo otro conjunto de filiales
de PDVSA, mediante la modalidad de empresas mixtas, entre las que se
encuentra Petroboscán, la cual opera en Campo Boscán.
Campo Boscán se encuentra ubicado en el Km 40 carretera a Perijá en
Maracaibo, Edo. Zulia. En la actualidad cuenta con dos plantas deshidratadoras de
crudo, una en la parte norte conocida como planta deshidratadora 3 (PLD-3) a la
cual convergen las estaciones de flujo referentes a la parte norte, y la otra en la
parte sur conocida como planta deshidratadora Zulia 9 (PLDZ-9) la cual abarca
estaciones de flujo del área suroeste y sureste.
Petroboscán es una empresa mixta creada entre PDVSA (Petróleos de Venezuela
S.A) y Chevron Technology C.A. Las empresas mixtas son una estrategia del
Gobierno Nacional mediante la cual se revierte la privatización de una gran parte
de la producción del crudo como producto de la apertura petrolera desarrollada en
los años 90.
El primero de abril de 2006 se oficializa el nacimiento de la empresa mixta
27
Petroboscán con la firma del acta de transición por el Ministro del Poder Popular
para la Energía y Petróleo, y el presidente de Chevron Technology, C.A., Sr. Alí
Moshiri; éstas han vivido internamente varios procesos con miras a consolidar las
operaciones y labores soberanas.
2.1.1. Misión
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La misión de la empresa es trabajar por el desarrollo del país y las comunidades
aledañas a sus áreas operacionales.
2.1.2. Visión
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La visión que se construye alrededor de PDVSA, está contenida en una agenda de
reconstrucción que supone a la vez un cambio del equipo de gobierno que lleva
actualmente
1.- Restituir
las
los
riendas
del
derechos
país,
laborales
basada
de
en
los
tres
puntos:
trabajadores.
2.- Reactivación operacional y manejo de recursos humanos, con justicia, equidad
y sin impunidad, respecto a quienes hoy están dentro de la empresa.
3.- Establecimiento de un marco institucional y legal, mediante el cual se venzan
viejos paradigmas, se abandone el modelo rentista, se tenga una concepción
productiva, se haga crecer el negocio petrolero, aumente el capital privado
nacional e internacional, y se redefina el papel de Venezuela en la OPEP, y el
papel de la OPEP en el mercado petrolero internacional.
28
2.1.3. Organigrama de la Empresa
JUNTA DIRECTIVA
PRESIDENTE (NNC)
FINANZAS
PCP
RECURSOS HUMANOS
PLANIFICACION
D
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ER
ASUNTOS PUBLICOS
S
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LEGAL
CONTRATACION
AUDITORIA
AUTOMATIZ. INFORMATICA Y
TELECOMUNICACIONES
GERENCIA GENERAL
PROCURA
INGENERIA DE COSTO
SEGURIDAD E HIGIENE
OCUPACIONAL
AMBIENTE
SERVICIOS GENERALES
RELACIONES
GUBERNAMENTALES
DESARROLLO SOCIAL
TECNICA
OPERACIONES
Figura 2.1. Organigrama General de la Empresa (Petroboscán C.A., 2014)
29
GERENTE DE OPERACIONES
SPTE DE MANTENIMIENTO
(NNC)
SUPV DE PLANIFICACION Y
PROG DE MTTO (NNC)
SUPV MAYOR DE INGENIERIA
DE MANTENIMIENTO (NNC)
PLANIFICADOR
OPERACIONAL (11 NNC)
SUPERVISOR DE
CONFIABILIDAD (NNC)
SUPERVISOR DE
MANTENIMIENTO (NNC)
D
ANALISTA DE INGENIERIA DE
MANTENIMIENTO (NNC)
INGENIERO DE
CONFIABILIDAD (3 NNC)
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ER
INGENIERO DE
MANTENIMIENTO (6 NNC)
R
S
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D
VA
PROGRAMADOR
OPERACIONAL (12 NNC)
Figura 2.2. Organigrama de la Gerencia de Operaciones (Petroboscán C.A., 2014)
2.2.
Antecedentes de la Investigación
Forero, Ortiz, Nariño, Díaz y Peña (2008). “Design and development of a high
efficiency tank for crude oil dehydration”.Artículo científico publicado en la revista
Ciencia, Tecnología y Futuro. Instituto colombiano del petróleo.
En el siguiente trabajo se mostró el diseño de un tanque para el proceso de
deshidratación y desalado de cantidades significativas de crudo, la eficiencia de
deshidratación se ve afectada por la presencia de gas en la interface de la
emulsión. El modelo de diseño propuesto se ajusta a todo tipo de proceso de
deshidratación, y arrojó resultados satisfactorios, (valores por encima del 90%) en
cuanto a eficiencia en términos de separación y en relación a BSW (agua y
sedimentos básicos) en el crudo de salida se dispone de un porcentaje menor al
0.5%.
30
El diseño y desarrollo del sistema en los cuales se fundamenta este trabajo sirvió
como base para plantear mejoras en el proceso de deshidratación de crudo, ya
que el mismo es fácilmente adaptable para el tratamiento de crudo livianos,
medios y pesados con contenido de BSW desde niveles muy bajos < 1 % a
niveles muy altos > 95 % características con la que se enfrentan actualmente los
campos de producción.
S
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R
the dehydration of a heavy crude oil”. Artículo
científico publicado en la revista
S
O
Huniversidad del Zulia.
técnica de la facultad de ingeniería
C
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DER
Piña et al. (2007). “Thermal-chemical method assisted by microwave radiation for
Este trabajo se fundamentó en la aplicación de un sistema de calentamiento con
radiación microondas con la finalidad de beneficiar la separación de agua
emulsionada asociada a un crudo pesado como procedimiento alterno al
calentamiento convencional estándar. Los resultados finales fueron satisfactorios
para ambos procedimientos ya que el contenido de agua fue inferior a 1 % a
excepción de que con el método termoquímico empleando calentamiento con
radiación microondas requirió menor tiempo de análisis.
La metodología en este trabajo sirvió como base para la evaluación de dos
procedimientos de deshidratación de crudo, tomando en cuenta que los crudos
pesados son más difíciles de deshidratar debido a la presencia de emulsiones
estables, sin embargo, lo que se busca es optimizar el proceso de deshidratación
es decir lograr el contenido de agua deseado en el crudo de salida en el menor
tiempo posible, reduciendo así los costos de operación y los análisis de campo en
la industria petrolera.
31
Fernández (2002) “Selección de un agente desmulsificante para la deshidratación
del crudo proveniente de la unidad colon del municipio Jesús maría Semprùn del
estado Zulia”. Trabajo especial de grado presentado ante la Universidad Central
de Venezuela para optar por el título de Ingeniero de Petróleo.
S
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VA
Esta investigación consistió en escoger un desmulsificante apto para originar la
ER
S
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R
El agua asociada con el crudo se conoce
comúnmente
con emulsión agua en
S
O
H los compuestos e impurezas asociados al
aceite o simplemente emulsión
natural,
C
E
ER interfacial logrando así estabilizar este tipo de
Dactividad
crudo crean una
deshidratación de los crudos que convergen en la unidad Colon (Edo Zulia).
emulsiones. Para obtener el crudo con las especificaciones finales para la venta
es necesario romper la emulsión para ello se requieren el efecto de agentes
desmulsificantes que neutralizan a los agentes emulsificantes logrando la
aglomeración de las gotas de agua dispersadas en el crudo para su posterior
descenso por efecto de la gravedad.
La metodología utilizada en esta investigación servirá como base para el análisis
de diferentes desmulsificantes siguiendo minuciosamente la
técnica o
procedimiento para la selección e identificación del mismo, logrando mejorar el
proceso de deshidratación de crudo.
2.3.
Bases Teóricas
2.3.1. Petróleo
El petróleo es un compuesto químico complejo en el que coexisten partes sólidas,
líquidas y gaseosas. Esta sustancia se encuentra constituida por átomos de
diversos elementos, cuya proporción aproximada es de 84 a 87 % de carbono,
32
alrededor de 11 a 14 % de hidrógeno, con más o menos de 0 a 2,5 % de azufre y
de 0 a 0,2 % de nitrógeno. Estos últimos elementos, junto con oxígeno y algunos
metales (como vanadio, níquel, sodio, arsénico y otros) son considerados como
impurezas en el crudo. Dependiendo del número de átomos de carbono y de la
estructura de los mismos, los crudos presentarán diferentes propiedades que
S
O
D
VA
determinen su comportamiento como combustibles, lubricantes, ceras o solventes.
ER
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R
aceite y encontrarse en yacimientos de roca
sedimentaria.
(Morales, 2011).
S
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H
C
E
DEdelRpetróleo
2.3.2. Composición
El color del petróleo es variable, entre el ámbar y el negro y el significado
etimológico de la palabra petróleo es aceite de piedra, por tener la textura de un

Hidrocarburos saturados
Los hidrocarburos saturados son la principal clase de compuestos encontrados en
el petróleo y en la mayoría de los derivados. En su estructura poseen enlaces
simple C-C (con los otros enlaces saturados con átomos de H). Las moléculas
pueden ser ordenadas en diversas configuraciones:
a) Alifáticos: lineales o ramificados, con la fórmula general: CnH2n+2
Los nombres comunes para estos tipos de compuestos son alcanos e isoalcanos.
La industria del petróleo se refiere a estos compuestos como parafinas e,
isoparafinas respectivamente.
b) Alicíclicos: compuestos cíclicos con la formula general: CnH2n
Estos compuestos son hidrocarburos saturados que contienen uno o más anillos
los cuales pueden también contener cadenas unidas saturadas. Son también
llamados cicloalcanos. La industria del petróleo los denomina comúnmente
naftalenos o cicloparafinas. (Brissio, 2005).
33

Hidrocarburos Insaturados
Esta clase de compuestos tiene al menos dos átomos de carbono en la molécula
unidos por un enlace doble o triple (C=C para alquenos, y C≡C para alquinos).
Estos compuestos no se encuentran en el petróleo crudo y son producidos
S
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D
A ramificados
a) Alquenos/Olefinas: estos compuestos pueden ser cadenas lineales,
V
R
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o compuestos cíclicos. La fórmula general es: C HES
R
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O
H
C
E
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DE
principalmente en el proceso de cracking en la producción. (Brissio, 2005).
n
2n
Ejemplos:
H2C=CH2
Eteno
H2C=CHCH2CH3
1-Buteno
b) Alquinos/Acetilenos: estos compuestos se presentan en cadenas lineales y
estructuras ramificadas. La fórmula general es: CnH2n-2
Ejemplos:
HC≡CCH3
Etino
HC≡CCH2CH3
1- Butano
c) Aromáticos: Los compuestos aromáticos son una clase especial de
hidrocarburos insaturados. La estructura de estos compuestos se basa en la
estructura del anillo del Benceno el cual contiene 6 carbonos. Cada carbono en el
anillo, esta enlazado a un átomo de hidrógeno, que generalmente no se muestra
en el diagrama de la estructura. La molécula de benceno puede tener uno o más
átomos de hidrógeno sustituidos por radicales alquilos, resultando en alquil
34
bencenos; o puede haber dos o más anillos aromáticos unidos dando como
resultado hidrocarburos aromáticos policíclicos (PAH´s). Todos los crudos y
derivados del petróleo (excepto algunos solventes producidos del petróleo)
contienen compuestos aromáticos.
- Benceno: este es un anillo aromático simple con la fórmula general: C nHn
S
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S
- Alquilbenceno: estos compuestos tienen la base del anillo aromático unido a un
radical alquilo.
O
H
C
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ER
- Hidrocarburos Aromáticos Policíclicos (PAHs): estos compuestos están formados
D
por dos o más anillos aromáticos unidos entre sí.
Los compuestos aromáticos, son contaminantes ambientales comunes en sitios en
los que han ocurrido derrames de petróleo. Los monoaromáticos, como el
benceno, el tolueno, y los xilenos, tienen una importante solubilidad en agua, y se
movilizan en el ambiente. Los BTEX son considerados analitos volátiles para los
métodos de la EPA. Varios PAH´s que fueron encontrados en el petróleo y
algunos derivados, pueden ser contaminantes persistentes, particularmente en la
matriz del suelo y sedimentos. Los PAH´s son analitos blancos semivolátiles en los
métodos de la EPA. (Brissio, 2005).

Otros compuestos
El petróleo contiene trazas de compuestos orgánicos que no se consideran
hidrocarburos, principalmente que contienen oxígeno, nitrógeno y azufre. Hay
también
pequeñas
cantidades
de
compuestos
organometálicos
y
sales
inorgánicas. Estos compuestos son concentrados en las fracciones pesadas de
destilación y en los residuos durante el refinado. Se hace referencia a ellos
frecuentemente como asfaltenos.
35
Dependiendo del método usado para la determinación de HTP, algunos de los
compuestos que contienen oxígeno, nitrógeno y azufre pueden ser incluidos en la
cuantificación de HTP. Por definición, estos compuestos no son hidrocarburos.
(Brissio, 2005).
S
O
D
V
La deshidratación de crudos es el proceso mediante el cual
se A
separa el agua
R
E
S
E o libre, hasta lograr reducir
asociada con el crudo, ya sea en forma emulsionada
R
S
su contenido a un porcentaje
previamente
HO especificado. Generalmente, este
C
E
R al 1 % de agua. Una parte del agua producida por el
porcentaje es igual
o inferior
DE
2.3.3. Deshidratación de Crudos
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. 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
36
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:
a) Dos líquidos inmiscibles, como el agua y el aceite.
S
O
D
VA
b) Suficiente agitación para dispersar uno de los líquidos en pequeñas gotas en el
O
H
C
E
(Marfisi y Salager, 2013).
DER
R
SE
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R
S
otro.
c) Un agente emulsionante para estabilizar las gotas dispersas en la fase continua.
2.3.4. Naturaleza de las Emulsiones
Una emulsión es una mezcla de dos líquidos inmiscibles mutuamente, o sea, dos
líquidos que no se mezclan bajo condiciones normales, uno de los cuales está
disperso como gotas en el otro, y su estabilizador es un agente emulsificante. Las
gotas dispersas son conocidas como la fase interna, el líquido que rodea a estas
gotas es la fase continua o externa. El agente emulsificante, generalmente se
presenta en forma de una membrana envolvente y su función es separar la fase
interna de la fase continua en la mezcla.
Según Urbaez (1987); las emulsiones de petróleo y agua pueden ocurrir de cuatro
formas diferentes:

Agua en petróleo: consiste en que en la fase continua (petróleo) existen gotas
de agua (fase dispersa) inmersas en ella. Este tipo de emulsión comprende el
mayor porcentaje de las emulsiones presentes en la Industria Petrolera. Por
esta razón también se le conoce como emulsión “natural”.
37

Petróleo en agua: este tipo de emulsión consiste en gotas de petróleo
dispersas en una fase continua de agua. También se le conoce como emulsión
“inversa” o “reversa” por estar constituida de manera opuesta a la emulsión
“natural”. Con excepción de la orimulsión que es inversa, pero el agua (fase
continua) tiene porcentaje volumétrico menor que el del crudo (fase dispersa)
S
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D
VA
Este tipo de emulsión ocurre en aproximadamente el 1% de las emulsiones
ER
S
E
Petróleo en agua en petróleo: este tipo
deR
emulsión raramente es encontrada
S
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H
C
en la producción de petróleo.
En las áreas donde se encuentra, el petróleo es
E
DEyRgravedad específica o el agua es relativamente blanda y
de alta viscosidad
producidas en la Industria Petrolera.

fresca. La forma de este tipo de emulsión es hasta cierto punto muy compleja.
Las gotas de petróleo están dispersas en gotas más grandes de agua las
cuales a su vez están dispersas en una fase continua de petróleo.

Agua en petróleo en agua: este tipo de emulsión no ha sido encontrada en la
producción de petróleo, aunque experimentalmente puede prepararse. En
estructura es exactamente el reverso del tipo petróleo-agua-petróleo. Las gotas
de agua están dispersas en gotas más grandes de petróleo las cuales a su vez
están dispersas en una fase continua de agua.
2.3.4. Agentes Emulsionantes
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.
38

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.
S
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D
VA
ER
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E
R
biocidas, limpiadores, surfactantes y agentes
humectantes.
S
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H
C
E
Los surfactantes naturales
DER se definen como macromoléculas

Químicos de producción añadidos: tales como inhibidores de corrosión,
con actividad
interfacial que tienen un alto contenido de aromáticos. Se forman de las fracciones
ácidas de asfaltenos, resinas, ácidos nafténicos y 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.
La película interfacial formada estabiliza la emulsión debido a las siguientes
causas:

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.

Forman una barrera viscosa que inhibe la coalescencia de las gotas.

Si el surfactante o partícula adsorbida en la interfase es polar, su carga
eléctrica provoca que se repelan unas gotas con otras. (Marfisi y Salager,
2013).
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
39
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.
2.3.5. Propiedades que intervienen en la estabilidad de la emulsión
S
O
D
VA
De acuerdo a Salager (1987), el rompimiento de la emulsión depende de las
siguientes propiedades:
R
SE
E
R
S
a) Tensión interfacial: Una reducción de la tensión interfacial no es suficiente para
O
H
C
E
sistemas de tensión R
ultra-baja producen emulsiones inestables. Estudios de
E
D
tensión interfacial dinámica entre crudo y agua muestran que la tensión disminuye
aumentar la estabilidad de la emulsión. Se ha encontrado recientemente que los
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.
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.
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.
40
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
S
O
D
VA
temperatura aumenta la afinidad de estos por la fase acuosa, mientras que lo
inverso ocurre con surfactantes no-iónicos.
R
SE
E
R
S
HO
C
E
R minimizar la rigidez de la película que estabiliza la
Ajustando el pH seE
puede
D
emulsión y aumentar la tensión superficial. La estabilización de la tensión
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.
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.
41
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.
S
O
D
directamente proporcional a la diferencia en densidades entreV
laA
gota y la fase
R
E
S
continua. Aumentando la diferencia de densidad por
incremento
de la temperatura
E
R
S
O
se logra aumentar la velocidad de
de las gotas y por ende, se
Hsedimentación
C
E
acelera la coalescencia.
DER
j) Diferencia de densidad: La fuerza neta de gravedad que actúa en una gota es
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. Éste es el efecto llamado Gibbs-Marangoni. En la figura 3
se muestran los factores físico-químicos relacionados con las interacciones entre
dos gotas de fase dispersa.
2.3.7. Mecanismos de Ruptura
Diversos estudios se han hecho sobre los mecanismos de ruptura de una
emulsión W/O. Según Jeffreys y Davies (1971), estas etapas se reducen a tres:
42
2.3.7.1. Acercamiento macroscópico de las gotas: Cuando 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, ecuación 1) o de Hadamard
(movimiento convectivo interno en las gotas y efecto de la viscosidad de
S
O
D
VA
la fase interna, ecuación 2), pero sí son menores de 5 µm está presente
el movimiento Browniano.
O
H
C
E
ER
D
R
SE
E
R
S
(Ec. 2.1.)
(Ec. 2.2.)
Dónde: Vs = velocidad de sedimentación de Stokes (cm/s). VH = velocidad de
sedimentación de Hadamard (cm/s). ρ1
densidad del crudo (g/cm3). g
= densidad del agua (g/cm3). ρ2 =
= aceleración de gravedad (cm/s2). r
= radio de
las gotas de agua dispersas en el crudo (cm). ηe = viscosidad de la fase externa
(cp). ηi = viscosidad de la fase interna (cp). fs = factor de Stokes (1/cm.s).
43
D
R
SE
E
R
S
O
H
C
E
ER
S
O
D
VA
Figura 2.4. Variación del factor de Stokes con la temperatura y la gravedad API.
(Marfisi y Salager, 2013).
2.3.7.2.Drenaje de la película: Una vez que dos gotas se acercan, se produce
una deformación de su superficie (adelgazamiento del orden de 0,1 micras 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. El flujo de líquido de la película trae consigo
moléculas de surfactantes naturales adsorbidas debido al flujo convectivo creando
un gradiente de concentración en la interfase. Este gradiente de concentración
produce una variación en el valor local de la tensión interfacial (gradiente de
tensión) que genera una fuerza opuesta al flujo de líquido fuera de la película.
44
S
O
D
VA
ER
S
E
R
Figura 2.5. Efecto del drenaje de la película sobre
la concentración de surfactantes
S
O
H
naturales.
(Marfisi y Salager, 2013).
C
E
R
DE
Figura 2.6. Efecto de la concentración superficial sobre la variación en la tensión
interfacial en el interior de la película drenada. (Marfisi y Salager, 2013).
El esfuerzo de corte asociado con el drenaje tiende a concentrar la mayor parte de
las moléculas de surfactante natural fuera de la película y a disminuir su
concentración en el interior de la película. Las moléculas de desemulsionantes son
adsorbidas en los espacios dejados por los surfactantes naturales en la película,
figura 7 (a), (b). Por la variación de la tensión interfacial con el tiempo, la tasa de
adsorción de los desemulsionantes en la interfase crudo/agua es más rápida que
la de los surfactantes naturales del crudo. Cuando la película llega a ser muy
delgada y debido a la proximidad de la fase dispersa, las fuerzas de atracción de
Van der Waals dominan y ocurre la coalescencia. Toda vez que ocurre el
45
acercamiento de las gotas se pueden presentar varios tipos de interacciones entre
ellas que retrasen o aceleren el drenaje de la película.
2.3.7.3. Coalescencia: La coalescencia se define como un fenómeno irreversible
en el cual las gotas pierden su identidad, el área interfacial se reduce y también la
S
O
D
VA
energía libre del sistema (condición de inestabilidad). Sin embargo, este fenómeno
ER
S
E
R
gotas. Esta etapa puede considerarse S
como
instantánea respecto a las dos
O
H
C de deshidratación utilizan efectos físicos
primeras etapas. Los procesos
E
R
DE la velocidad de la primera etapa, tales como el
destinados a aumentar
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
calentamiento, que reduce la viscosidad de la fase externa y aumenta la diferencia
de densidad entre los fluidos; o un aumento de la cantidad de fase interna (reduce
el recorrido promedio de cada gota antes del contacto con otra). También es
posible usar fuerzas diferentes a la gravedad natural para aumentar la velocidad
de contacto y/o el tamaño de la gota: gravedad artificial por centrifugación, fuerzas
capilares con filtros coalescedores o fuerzas electrostáticas.
2.3.8. Métodos de Tratamiento
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.

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
46
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.

S
O
D
VA
ER
S
E
R
el proceso de separación gravitacional.
Entre ellos se encuentran los
S
O
H
C
tanques de sedimentación
llamados comúnmente tanques de lavado.
E
R
E
Para el Dtratamiento eléctrico se utilizan equipos denominados
El tratamiento mecánico se caracteriza por utilizar equipos de separación
dinámica que permiten la dispersión de las fases de la emulsión y aceleran

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. (Marfisi y Salager, 2013).
2.3.9. Equipos utilizados en la deshidratación de crudo

Separadores Trifásicos
Los separadores horizontales o verticales sirven para separar el gas asociado al
crudo que proviene desde los pozos de producción. El procedimiento consiste en
que la mezcla de fluidos entrante choca con las placas de impacto o bafles
desviadores a fin de promover la separación gas-líquido mediante la reducción de
velocidad y diferencia de densidad. El número de separadores varía en función del
volumen de producción de gas y petróleo en las estaciones. Se identifican cuatro
secciones de separación:
a) Separación primaria: Comprende la entrada de la mezcla crudo-agua-gas.
47
b) Separación secundaria: Está representada por la etapa de separación máxima
de líquido por efecto de gravedad.
c) Extracción de neblina: Consiste en la separación de las gotas de líquido que
aún contiene el gas.
d) Acumulación de líquido: Está constituida por la parte inferior del separador que
S
O
D
VA
actúa como colector, posee control de nivel mediante un flotador para manejar
volúmenes de líquidos obtenidos durante la operación.
R
SE
E
R
S
HO
C
E
El asentamiento gravitacional
ER se lleva a cabo en grandes recipientes llamados
D
tanques, sedimentadores, tanques de lavado, “Gun Barrels” y eliminadores de

Separadores Gravitacionales
agua libre (EAL o “Free Water Knockout FWK”). Los eliminadores de agua libre
(EAL) son utilizados solamente para remover grandes cantidades de agua que es
producida en la corriente, pero que no está emulsionada y se asienta fácilmente
en menos de 5-20 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. Los eliminadores de agua libre (EAL), no son lo
mejor ya que ellos solo remueven el agua libre. Están protegidos por ánodos de
sacrificio y por aditivos para prevenir la corrosión por el efecto del agua de sal.
Otro sistema que es importante mencionar son los tanques de lavado o
comúnmente llamados “Gun Barrels”. Estos recipientes usualmente operan con
media parte de agua (colchón de agua) y la otra parte lo cubre el petróleo. Su
funcionamiento consiste en que la emulsión entra al área de desgasificación,
donde se produce la liberación del gas remanente a través del sistema de venteo.
48
Seguidamente, la fase líquida desciende por el tubo desgasificador y entra a la
zona del agua de lavado a través de un distribuidor, que se encarga de esparcir la
emulsión lo más finamente posible a fin de aumentar el área de contacto entre el
agua de lavado y la emulsión, favoreciendo así la coalescencia de las partículas
de agua. La emulsión fluye a través del agua en el interior del tanque de lavado
S
O
D
VA
siguiendo la trayectoria forzada por bafles internos que permiten incrementar el
R
tiempo de residencia. El petróleo por ser más liviano que la emulsión asciende
SE
E
R
S
pasando a formar parte de la zona correspondiente al petróleo deshidratado.
HO
C
E
exceso de gas, descensos
ER en la temperatura del fluido y recuperación de
D
emulsiones envejecidas; por lo tanto, la eficiencia del mismo depende del control
Este proceso de deshidratación se ve afectado por altas velocidades de flujo,
total de estas variables. Tienen un tiempo de residencia entre 3 a 36 horas. Entre
los equipos más utilizados por la industria petrolera se mencionan los tanques de
lavado de tipo helicoidal, los de tipo rasurado, concéntrico o araña.
 Calentadores
Los tratadores-calentadores pueden ser de tipo directo e indirecto en función de la
forma en que se aplica el calor. En los calentadores de tipo directo el calor es
transferido por contacto directo de la corriente alimentada con la superficie interna
del calentador. Operan eficientemente en procesos de baja presión y donde los
fluidos manejados no son muy corrosivos. Los más utilizados son los calentadores
de fuego directo con cajas de fuego de tipo vertical.
El diseño normal de un calentador tipo vertical cumple las siguientes funciones: a)
Desgasificado de la emulsión de entrada; b) Remoción de arenas, sedimentos y
agua libre previo al calentamiento; c) Lavado con agua y calentamiento de la
emulsión; d) Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua.
49
El crudo deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsión de
entrada usando un intercambiador de calor. Los calentadores no son
recomendables para remover grandes cantidades de agua libre, debe usarse un
separador EAL o FKW. Las mismas funciones básicas son previstas en un
calentador directo tipo horizontal. La alimentación es parcialmente desgasificada,
S
O
D
VA
luego es direccionada hacia la parte de abajo del equipo para la separación del
ER
S
E
R
agua para finalmente pasar a la secciónS
de coalescencia
Las partículas sólidas,
O
H de corrosión se depositarán en la parte
tales como arena, escama,
productos
C
E
ER
inferior de estosD
equipos.
agua libre y la arena. Después, la alimentación es calentada y sufre una última
desgasificación. Posteriormente, a través de un distribuidor pasa a un baño de
 Coalescedores Electroestáticos
Los procesos de deshidratación electrostática consisten en someter la emulsión a
un campo eléctrico intenso, generado por la aplicación de un alto voltaje entre dos
electrodos. Este dispositivo, generalmente tiene características similares a los de
los equipos de separación mecánica presurizados, añadiendo a éstos el sistema
de electrodos y de generación de alto voltaje. La aplicación del campo eléctrico
sobre la emulsión induce a la formación de dipolos eléctricos en las gotas de agua,
lo que origina una atracción entre ellas, incrementando su contacto y su posterior
coalescencia. Como efecto final se obtiene un aumento del tamaño de las gotas, lo
que permite la sedimentación por gravedad.
Un deshidratador electrostático está dividido en 3 secciones. La primera sección
ocupa aproximadamente el 50 % de su longitud y es llamada “Sección de
calentamiento”. La segunda sección es llamada “Sección central o control de nivel”
y esta ocupa por alrededor del 10 % de su longitud ubicada adyacente a la sección
de calentamiento. La tercera sección ocupa el 40 % de la longitud del
deshidratador y es denominada “Sección de asentamiento” del agua suspendida
50
para producir crudo limpio. Las parrillas de electrodos de alto voltaje están
localizadas en la parte superior del recipiente, arriba de la interfase agua-aceite.
Entre las ventajas que posee los deshidratadores electrostáticos en comparación
con los sistemas de tanques de lavado es que son menos afectados en su
operación por las características de los crudos (densidad, viscosidad), agua o
S
O
D
A dimensión.
asociado es relativamente corto y por otra parte, son de V
menor
R
SunaEmejor calidad del agua
Además, con el tratamiento electrostático se obtiene
E
R
S
separada y una mayor flexibilidadH
enO
cuanto a las fluctuaciones o variaciones en
C 1996).
E
R
los volúmenes de producción
(Guzmán,
DE
agentes emulsionantes, ofrecen mayor flexibilidad, el tiempo de residencia
Como la molécula de agua es polar, el 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). Estas fuerzas de atracción
electrostática pueden ser mucho más grandes que la fuerza de gravedad
presente.
Los tratadores electrostáticos son usados generalmente cuando existen las
siguientes circunstancias:
a) Cuando el gas combustible para calentar la emulsión no está disponible o es
muy costoso.
b) Cuando la pérdida de gravedad API es económicamente importante.
c) Cuando grandes volúmenes de crudo deben ser tratados en una planta a través
de un número mínimo de recipientes.
Las ventajas del tratamiento electrostáticos son:
51
a) La emulsión puede ser rota a temperaturas muy por abajo que la que requieren
los tratadores- calentadores.
b) Debido a que sus recipientes son mucho más pequeños que los calentadores,
eliminadores de agua libre y Gun Barrels, son ideales para plataformas petroleras
marinas.
S
O
D
Acorrosión e
temperaturas de tratamiento provocan menores problemasVde
R
SE
incrustación.
E
R
S
O
H
C
2.3.10. Caracterización deE
Crudos
R
DE
c) Pueden remover mayor cantidad de agua que otros tratadores. Las bajas
El petróleo en su estado natural es una mezcla de compuestos orgánicos de
estructura variada y de pesos moleculares diferentes. Por ello, se presenta una
gran variación de las propiedades de cada uno de ellos lo que permite encontrar
desde crudos extra-livianos hasta crudos altamente asfálticos. El contenido normal
de carbono está dentro del rango de 83-87 %, y el contenido de hidrogeno varía
entre 10 y 14 %; además pueden existir componentes inorgánicos como
Nitrógeno, Oxigeno, Azufre y metales (Ni y V), en pequeñas cantidades.
Debido a la compleja composición de los crudos, no es posible caracterizarlos por
tipo de moléculas individuales, y los análisis elementales no son los mejores
porque proporcionan información limitada de la composición del petróleo. En vez
de ello, es común emplear análisis por tipo de grupo de Hidrocarburos, ya que son
necesarios y de mayor importancia para la industria. Con ellos se pueden hacer
estudios del yacimiento, migración y maduración del crudo, procesos de
degradación, procesamiento del crudo y efectos medioambientales. (Wang, 2000)
52
2.3.10.1. Análisis S.A.R.A
El análisis SARA es una prueba composicional, que se desarrolla en base a la
polaridad y solubilidad del crudo y normalmente sobre fracciones pesadas,
mediante la cual es posible conocer el porcentaje en peso de la cantidad de los
compuestos saturados, aromáticos, resinas y asfáltenos presentes en la muestra.
S
O
D
A y diferentes
la materia orgánica de la roca madre, el grado de madurez delV
crudo
R
SE del crudo es poder
procesos posteriores a la expulsión. Otra de las E
aplicaciones
R
S
O
inferir si el crudo presenta problemas
de inestabilidad de asfaltenos mediante el
H
C
E
R
uso de los datos obtenidos
y
correlaciones
y técnicas desarrolladas por diferentes
E
D
autores. (Wang, 2000)
Con los resultados obtenidos se puede determinar en cierta forma la naturaleza de
2.3.10.2. Asfaltenos y Parafinas
Los asfaltenos son una familia de compuestos químicos orgánicos del petróleo
crudo y representan los compuestos más pesados y por lo tanto, los de mayor
punto de ebullición. Los asfaltenos son, estadísticamente, un conjunto de
compuestos muy similares entre sí, formados por una elevada cantidad de anillos
aromáticos unidos entre sí por cadenas de tipo parafìnico y con polaridad
relativamente
alta
(proporcionada
mayoritariamente
por
la
presencia
de
heteroàtomos y metales). Son insolubles en los maltenos del propio crudo de
petróleo cuando se provoca su desestabilización.
A nivel de laboratorio se definen como la fracción orgánica del crudo que es
insoluble en n-parafinas (por ejemplo n-heptano) y solubles en compuestos
aromáticos (por ejemplo tolueno o benceno). Su inestabilidad durante el proceso
de extracción y transformación del crudo de petróleo se debe a variaciones en la
composición del mismo, originadas de forma habitual por variaciones en la presión
o adiciones de solventes externos. La inestabilización conlleva que los asfaltenos
53
salgan de la matriz de crudo en forma de sólidos que, una vez aislados en el
laboratorio, tienen un aspecto pardo o negruzco normalmente brillante. (Wang,
2000).
2.3.10.3. Maltenos
S
O
D
VA
Son sustancias solubles en normal h-heptano y está constituido por resinas,
R
E
S
E
Son compuestos muy polares de color marrónR
o marrón claro, sólido o semisólido,
S
soluble en n-heptano y, al igual
que
los asfaltenos, son compuestos de carbón,
HO
C
E
hidrógeno y cantidades
menores de nitrógeno, oxígeno y azufre.
DER
saturados y aromáticos.
Las resinas son definidas como la fracción del crudo constituido por agregados de
anillos aromáticos fusionados entre sí, la cual es insoluble en propano líquido,
pero soluble en n-heptano. La estructura de las resinas es similar a los asfaltenos,
pero son más pequeñas en peso molecular, en el rango de 250 a 1000 kg/kg mol.
Poseen una relación más alta de cadenas alifáticas/anillos aromáticos que los
asfaltenos, los cuales son recubiertos por las resinas. Éstas se constituyen en una
interfase de transición entre el núcleo de asfaltenos y el resto de la matriz del
crudo, la cual tiene usualmente una relación alta de parafinas/aromáticos. La
diferencia existente entre las resinas y los asfaltenos radica en que éstas son
solubles en algunas parafinas normales, como el n-pentano y n-heptano, mientras
que los asfaltenos no lo son.
Los aromáticos son hidrocarburos derivados del benceno. El benceno se
caracteriza por una inusual estabilidad, que le viene dada por la particular
disposición de los dobles enlaces conjugados.
Los aromáticos constituyen entre el 40 y 65 % de la composición total de los
asfaltos, son las fracciones de menor peso molecular en la estructura de los
54
asfaltos, representan la mayor proporción de los dispersantes de los asfaltenos
poetizados. Los aromáticos son compuestos
donde predominan las moléculas
insaturadas de peso molecular de entre 300 a 2000, no polares, con especial
capacidad para actuar como disolventes de otras cadenas hidrocarbonadas de
alto
peso molecular. (Wang, 2000)
S
O
D
VA
2.3.10.4.Índice de Inestabilidad Coloidal
ER
S
E
R
coloidal de los asfaltos, y está relacionado
con
la distribución de las fracciones
S
O
H
genéricas del asfalto segúnE
la C
siguiente expresión:
R
E
D
El Índice de Inestabilidad Coloidal IIC, es un indicador del cambio de estructura
IIC 
Saturados Asfaltenos
Re sin as  Aromati cos
(Ec. 2.3.)
Tipo de Crudo
IIC
Estable
< 0,7
Moderadamente Estable
0,7 – 0,9
Inestable
> 0,9
Tabla 2.1. Clasificación de los Crudos
El valor límite del IIC es de 0.7 y los asfaltos con un valor igual o superior a este se
consideran asfaltos tipo gel. (Barberii, 1998)
2.3.10.5. Densidad
Los crudos (livianos y medianos) pueden pesar menos que el agua o tanto o más
que el agua (pesados y extra pesados).
55
La densidad, la gravedad especifica o los grados API (API es la abreviatura de
American Petroleum Institute) denotan la relación correspondiente de peso
específico y de fluidez de los crudos con respecto al agua. La industria petrolera
internacional adopto hace ya más de setenta años la formula elaborada por el API
el 4 de mayo de 1922, la cual consiste en la modificación de las dos fórmulas que
S
O
D
VA
llevan el nombre del químico francés Antoine Baume, usadas para comparar la
R
densidad de líquidos más livianos o más pesados que el agua. Las dos fórmulas
Baume son:
SE
E
R
S
O
H
C
E
ER
D
(Ec. 2.4)
(Ec. 2.5)
En las que n representa la lectura en grados indicada por el hidrómetro Baume
inmerso en el líquido, cuya temperatura debe ser 15,5 oC. La ecuación general del
API es como sigue:
(Ec. 2.6)
El hidrómetro API se pasa en la densidad o gravedad especifica de los crudos con
respecto al agua. Un crudo de 10 oAPI tiene la misma gravedad específica del
agua. (Barberii, 1998)
2.3.10.6.Viscosidad
La viscosidad es una de las características más importantes de los hidrocarburos
en
los
aspectos
operacionales
de
producción,
transporte,
refinación
y
petroquímica. La viscosidad, que indica la resistencia que opone el crudo al flujo
interno, se obtiene por varios métodos y se le designa por varios valores de
medición. (Barberii, 1998).
56
2.3.10.6.1.Viscosidad Relativa
Es la relación de la viscosidad del fluido respecto a la del agua. A 20 oC la
viscosidad del agua pura es 1,002 cent poise. (Barberii, 1998)
2.3.10.6.2.Viscosidad Cinemática
S
O
D
A (Barberii,
V
específica, a la misma temperatura. Se designa en Stokes oR
Centistokes.
SE
E
1998)
R
S
O
H
C
E
R
DE
Es equivalente a la viscosidad expresada en centipoises dividida por la gravedad
57
2.4.
Sistema de Variables
Objetivo General: Proponer mejoras en la planta PLD-3 de Campo Boscán para reducir el contenido
de agua en el crudo de salida.
Objetivos específicos
Caracterizar los fluidos
(crudo y agua) que
entran a la planta PLD3 de Campo Boscán
Variable
las
Indicadores
O
H
C
E
ER
Contenido de
agua en el crudo
de salida
S
O
D
VA
R
SE
E
R
S
Características
del Crudo
D
Comparar
Dimensiones

Emulsiones

Gravedad API

Viscosidad dinámica

Viscosidad cinemática

S.A.R.A.

Agua y Sedimentos

Emulsiones

Gravedad API
las

Viscosidad dinámica
que

Viscosidad cinemática

S.A.R.A.

Agua y Sedimentos

Número de Equipos

Especificaciones técnicas

Estado operacional
características de los
fluidos utilizados para
Características
del Crudo
el diseño original de las
plantas
con
características
actualmente presentan
los mismos.
Realizar
el
levantamiento de las
instalaciones
conforman
que
la
planta
deshidratadora
de
crudo PLD-3.
Instalaciones que
conforman
la
planta
deshidratadora
58
Proponer mejoras en
cuanto a la planta de
deshidratación
de
crudo
PLD-3
que
ayuden a solventar la
problemática
planteada.
Causas más
probables
D
Materiales

Mano de Obra

Mantenimiento

Maquinaria

Métodos
Propuestas
S
O
D
VA
R
SE
E
R
S
O
H
C
E
ER

No Operacionalizable
59
CAPITULO III
MARCO METODOLÓGICO
En este capítulo se presentan un conjunto de procesos sistemáticos y
metodológicos que fueron utilizados en el estudio y análisis llevado a cabo en la
S
O
D
A utilizados
el tipo de investigación, diseño, técnicas, instrumentos, y procedimientos
V
R
SE
E
en la investigación.
R
S
O
H
C
E
R
3.1. Tipo de Investigación
DE
planta deshidratadora de crudo PLD-3 del Campo Boscán. La metodología incluye
Se denomina Proyecto Factible a la elaboración de una propuesta viable,
destinada a atender necesidades específicas a partir de un diagnóstico. El Manual
de Tesis de Grado y Especialización y Maestría y Tesis Doctorales de la
Universidad Pedagógica Libertador (2006), plantea: “Consiste en la investigación,
elaboración y desarrollo de un modelo operativo viable para solucionar problemas,
requerimientos, necesidades de organizaciones o grupos sociales que pueden
referirse a la formulación de políticas, programas, tecnologías, métodos o
procesos.” (p. 16).
Del mismo modo, Arias (2006) señala: “Que se trata de una propuesta de acción
para resolver un problema práctico o satisfacer una necesidad. Es indispensable
que dicha propuesta se acompañe de una investigación, que demuestre su
factibilidad o posibilidad de realización”. (p.134).
De lo antes planteado, para llevar a cabo el proyecto factible, lo primero que debe
realizarse es un diagnóstico de la situación planteada; en segundo lugar, es
plantear y fundamentar con basamentos teóricos la propuesta a elaborar y
60
establecer, tanto los procedimientos metodológicos así como las actividades y los
recursos necesarios, para llevar a delante la ejecución. Aunado a esto, se realizó
el estudio de factibilidad del proyecto y, por último, la ejecución de la propuesta
con su respectiva
evaluación.
S
O
D
VA
Las fases o etapas son: diagnostico, factibilidad y diseño de la propuesta.
Según Labrador (2002), expresan: “El diagnóstico es una reconstrucción del objeto
R
SE
E
R
S
de estudio y tiene por finalidad, detectar situaciones donde se ponga de manifiesto
O
H
C
E
ER
la necesidad de realizarlo.” (p. 186).
D
La factibilidad, indica la posibilidad de desarrollar un proyecto, tomando en
consideración la necesidad detectada, beneficios, recursos humanos, técnicos,
financieros, estudio de mercado, y beneficiarios (Gómez, 2000). Por ello, una vez
culminado el diagnóstico y la factibilidad, se procede a la elaboración de la
propuesta.
En relación a lo mencionado, el presente trabajo de investigación se ubica en un
proyecto factible dado que satisface la necesidad de resolver el problema
solicitado por la empresa Petroboscàn C.A., en cuanto a proponer mejoras en la
planta deshidratadora de crudo PLD-3 de Campo Boscán para reducir el contenido
de agua en el crudo de salida.
3.2.
Diseño de Investigación
Según Sabino (2000), su objeto es proporcionar un modelo de verificación que
permita contrastar hechos con teorías, y su forma es la de una estrategia o plan
general que determina las operaciones necesarias para hacerla.
El diseño de la investigación se refiere a la manera, como se dará respuesta a las
interrogantes formuladas en la investigación. Por supuesto que estas maneras
61
están relacionadas con la definición de estrategias a seguir en la búsqueda de
soluciones al problema planteado.
Para la Universidad Pedagógica Experimental Libertador (2006) la investigación
de campo es: El análisis sistemático de problemas en la realidad, con el propósito
bien sea de describirlos, interpretarlos, entender su naturaleza y factores
S
O
D
Ao enfoques de
uso de métodos característicos de cualquiera de los paradigmas
V
R
E
S
investigación conocidos o en desarrollo. Los datos
de interés son recogidos en
E
R
S se trata de investigaciones a partir de
O
forma directa de la realidad; en este
sentido
H
C
E
R
datos originales o primarios.
DE
constituyentes, explicar sus causas y efectos, o predecir su ocurrencia, haciendo
En los diseños de campo los datos se obtienen directamente de la realidad, a
través de la acción del investigador.
Según Arias (2004) expresa que la investigación documental “es un proceso
basado en la búsqueda, recuperación, análisis, critica e interpretación de datos
secundarios, es decir, los obtenidos y registrados por otros investigadores en
fuentes documentales: impresas, audiovisuales o electrónicas”.(p.25).
Para llevar a cabo de manera satisfactoria la investigación se requiere la definición
de los requerimientos por medio de una documentación, que permite darle soporte
y mayor veracidad al estudio realizado y obtener nuevos conocimientos para el
análisis del mismo.
El diseño de investigación definido anteriormente se adapta a este proyecto
debido a que se utilizó la investigación de campo al momento de recolectar datos
(muestras de crudo que se analizaron, equipos presentes en la planta
deshidratadora de crudo) para posteriormente llevar a cabo las pruebas y análisis
con los cuales se sustentaron las mejoras propuestas en este trabajo de grado.
Así mismo, se utilizó la investigación documental al momento de obtener
62
información por medio de manuales, planos y filosofías de la planta PLD-3 de
Campo Boscán.
3.3. Técnicas de Recolección de Datos
Una vez efectuada la operacionalización de las variables y definidos los
Sen
O
Todo
D
VA
indicadores, se seleccionan las técnicas e instrumentos de recolección de datos
pertinentes
para
responder
a
las
R
SE
E
R
S
interrogantes
planteadas.
correspondencia con el problema, los objetivos y el diseño de la investigación.
HO
C
E
En tal virtud, Hurtado
(2007), expresa que las técnicas tienen que ver con los
DER
Arias (2006).
procedimientos utilizados para la recolección de datos, es decir, el cómo. Estas
pueden ser de revisión documental, observación, entre otras.
Según Sierra (1991), la observación directa “es la inspección y estudio realizado
por el investigador, mediante el empleo de sus propios sentidos, especialmente el
de la vista, con o sin ayuda de aparatos técnicos, de las cosas y hechos de interés
social, tal como son o tienen lugar espontáneamente en el tiempo en el que
acaecen y con arreglo a las exigencias de la investigación científica” (p.253).
En este orden de ideas, Sabino (1992), afirma que “la observación es el uso
sistemático de nuestros sentidos orientados a la captación de la realidad que
queremos estudiar” (p.146).
Según Arias (1999), indica que la observación directa consiste “en visualizar o
captar mediante la vista, en forma sistemática, cualquier hecho, fenómeno o
situación que se produzca en la naturaleza o en la sociedad, en función de unos
objetivos de investigación pre-establecidos” (p.67).
63
Se utilizó esta técnica de recolección al momento de cumplir con el tercer objetivo,
el cual consistió en realizar el levantamiento de la planta deshidratadora de crudo
PLD-3, ya que se realizaron visitas a la planta para comparar las instalaciones
actuales con las proyectadas en los planos PFD de la planta.
La observación indirecta, según Tamayo (1991), se presenta “cuando el
S
O
D
Amano con la
orales o escritos de personas que han tenido contacto de primera
V
R
SE
fuente que proporciona los datos” (p.100).
E
R
S
O
H
C indirecta es utilizada cuando “Apelamos al
Según Sabino (2000), la observación
E
R
DEinstrumentos capaces de registrar información sobre el
auxilio de diversos
investigador corrobora los datos que ha tomado de otros, ya sea de testimonios
problema en estudio” (p.150).
Esta técnica de recolección de datos se utilizó para cubrir el primer objetivo de la
investigación, que consistió en tomar muestras de los fluidos que entran a la
planta deshidratadora de crudo PLD-3, para luego enviar las muestras al
laboratorio, y así obtener sus propiedades actuales.
De igual manera, se tomaron muestras de los fluidos en las diferentes corrientes
para medir las eficiencias de los equipos que participan en la deshidratación del
crudo, con el objetivo de tener bases sólidas al momento de proponer mejoras en
la planta, lo cual corresponde al último objetivo específico.
La observación documental, la define Hurtado (2002) como “una técnica en la cual
se recurre a información escrita, ya sea bajo la forma de datos que pueden haber
sido producto de mediciones hechas por otros, o como textos que en si mismos
constituyen los eventos de estudio” (p.427).
La técnica de recolección de datos antes mencionada fue utilizada al momento de
la revisión de diferentes documentos de la empresa con información de interés
64
para la investigación; como son los Diagramas de Flujo de Proceso, Diagramas de
Tubería e Instrumentación, esquemas de la planta, manuales de operación, etc.
3.4. Instrumentos de Recolección de Datos
Sabino (2000) define los instrumentos de recolección de datos de la siguiente
S
O
D
A
V
Un instrumento de recolección de datos es en principio cualquier
recurso de que
R
E
S
Efenómenos y extraer de ellos
pueda valerse el investigador para acercarseR
a los
S
información. De este modo, el C
instrumento
HO sintetiza en sí, toda la labor previa de la
E
investigación, resume
los aportes del marco teórico al seleccionar datos que
DER
manera:
corresponden a los indicadores y, por lo tanto a las variables o conceptos
utilizados.
Tabla 3.1. Análisis S.A.R.A: Asfaltenos
Asfaltenos
Muestra
Muestra (g)
Filtro (g)
Asfalteno + Filtro
(g)
% Asfaltenos
1
2
Tabla 3.2. Análisis S.A.R.A: Saturados
Saturados
Muestra
1
2
Muestra (g)
Beaker (g)
Saturado +
Beaker (g)
% Saturados
65
Tabla 3.3. Análisis S.A.R.A: Aromáticos
Aromáticos
Muestra
Muestra (g)
Beaker (g)
Aromático +
Beaker (g)
1
% Aromáticos
S
O
D
VA
2
HO
C
E
R
DE
Muestra
R
SE
E
R
S
Tabla 3.4. Análisis S.A.R.A.: Resinas
Muestra (g)
% Resinas
1
2
Tabla 3.5. Volúmenes de Agua Libre y Crudo en cada muestra
Muestra
To (°C)
To (°F)
Vol. de Agua
Libre (ml)
Vol. de Crudo
(ml)
1
2
3
Tabla 3.6. Caracterización del crudo de Boscán procedente de la planta
deshidratadora de crudo PLD-3 (muestra 3) y comparación con la última
caracterización realizada en la empresa.
Característica
API @ 68 °F
API corr @ 60 °F
% Emulsion
% AyS
Visc.Dinámica
Visc.Cinemática
Muestra (1993)
Muestra (2014)
66
Tabla 3.6. Continuación
Gravedad Espec
Densidad @ 60 °F
% Asfaltenos
% Saturados
%Aromáticos
S
O
D
VA
% Resinas
IIC
R
O
SE
E
R
S
Tabla 3.9. Equipos que conforman la planta deshidratadora de crudo PLD-3.
H
C
E
ER
Equipo
D
TAG
Número de
Especificación
Equipos
Técnica
Tabla 3.10. Condiciones operacionales de los equipos que conforman la planta
deshidratadora PLD-3.
Equipo
Presión
(psi)
Condición
Temperatura
(ºF)
Flujo
(pie/s)
67
3.5. Fases de la Investigación
Con el fin de cumplir los objetivos planteados en este trabajo de investigación, se
presentan las diferentes actividades y tareas del mismo en múltiples fases, como
se muestra a continuación:
S
O
D
VA
Fase I: Caracterización los fluidos (crudo y agua) que entran a la planta PLD-
R
E
S
E
Determinación de la gravedad API según la norma
ASTM D-1298.
R
S
O
H
C
E
Determinación de porcentaje
R de emulsión crudo/agua y porcentaje de AyS según
E
D
la norma ASTM D-4007.
3 de Campo Boscán.
Determinación de la Viscosidad Dinámica
Se tomaron las tres muestras de crudo en beakers de 100ml y cada muestra se
sometió a baño de maría hasta llegar a una temperatura de 60°C en cada
muestra. Se leyeron las viscosidades en un viscosímetro marca Brookfield.
Luego, para tener otro punto de temperatura, se esperó que las muestras se
enfriaran hasta llegar a una temperatura de 40 °C, y se volvieron a leer las
viscosidades en el viscosímetro.
Determinación de la Viscosidad Cinemática
La viscosidad cinemática para las tres muestras, a las diferentes temperaturas, se
calculó a partir de la siguiente fórmula:
(Ec. 3.1)
68
En donde, ν corresponde a la viscosidad cinemática del fluido (en Stokes), μ
corresponde a la viscosidad dinámica (en cP) calculada de manera experimental y
ρ corresponde a la densidad del fluido (en gr/cm3).
Determinación de las fracciones Saturados, Aromáticos, Resinas y Asfaltenos por
el método SARA.
S
O
D
VA
ER
S
E
R
momento de la ejecución del análisis no debería
presentar contenido de agua.
S
O
H
C
E
R
Se pesaron entre
0.2 y 0.3 gramos de muestra en un cilindro de 10ml de
DE
Antes de iniciar el proceso de análisis S.A.R.A, se sometió la muestra de crudo a
la centrifuga con la finalidad de conocer si la misma presenta agua, ya que al
capacidad con su respectiva tapa. Luego, se agregó n-heptano a la muestra y se
agito vigorosamente hasta obtener una mezcla homogénea, esto con la finalidad
de precipitar los asfaltenos. Se dejó reposar la muestra por 30 minutos, esperando
que ocurriese la reacción.
Luego, se pesó un filtro limpio y seco del polímero “Mixed Cellulose Ester” con un
diámetro de 25mm y un tamaño de poro de 0.45 µm. Se colocó el filtro en un filtroprensa que corresponde al diámetro del papel y se conectó a una inyectadora. En
la inyectadora se agregó la mezcla de n-heptano con la muestra de crudo, para
hacerla pasar por el sistema filtro-prensa. El filtrado obtenido, se recobró para los
análisis posteriores en el mismo cilindro de 10ml.
A continuación, se retiró cuidadosamente el filtro-prensa y se llevó a la desecadora
por seguridad, debido a que la muestra pudo presentar cierta humedad, para
luego pesarlo. Se calculó el porcentaje de asfaltenos.
Se preparó una columna de cromatografía por cada muestra, las misma se
realizaron insertando en una columna de vidrio para cromatografía, un trozo de
algodón, sìlica gel en mayor cantidad y otro trozo de algodón. Estas columnas
69
estuvieron bien compactas, lo cual garantizó el desplazamiento eficiente de la
muestra a lo largo de la columna.
Se identificaron y se pesaron ocho matraces Erlenmeyer limpios y secos, en
donde se recolectaron el contenido de saturados y aromáticos.
S
O
D
VA
Se colocaron las columnas en un sistema de soporte con el recipiente donde se
ER
S
E
R
recipiente donde se encontraba el filtrado
para
evitar que queden residuos y de
S
O
H
Cprecisos.
esta manera obtener resultados
E
R
DE
recolectaran los saturados en su parte inferior. Luego, se agregó el filtrado
obtenido anteriormente en la columna, junto con 15ml de n-heptano, limpiando el
Luego, en el Erlenmeyer se recolectó la muestra resultante, la cual se llevó a la
campana, sometiéndolo a un proceso de evaporación con aire, para que los
componentes químicos como el n-heptano se evaporen, y finalmente se pesó la
muestra para obtener el porcentaje de saturados de la muestra.
Una vez que se filtró todo el contenido de la columna de vidrio, se agregaron 15ml
de tolueno y se recolectaron las muestras en los matraces. Las muestras fueron
igualmente sometidas a un proceso de evaporación con aire, para que los
componentes como el tolueno se evaporen, para finalmente pesar la muestra y
obtener el porcentaje de aromáticos en la muestra.
Finalmente, se calculó el porcentaje de resinas por diferencias de peso en cada
muestra.
Los porcentajes de Saturados, Asfaltenos, Aromáticos y Resinas se obtuvieron a
través de las siguientes formulas:
(Ec. 3.2.)
70
(Ec. 3.3.)
(Ec. 3.4.)
(Ec. 3.5.)
S
O
D
VA
Fase II: Comparación de las características de los fluidos utilizados para el
R
SE
E
R
S
diseño original de las plantas con las características que actualmente
presentan los mismos.
HO
C
E
empresa para obtener
la última caracterización de los fluidos involucrados en la
DER
Para el cumplimiento de este objetivo, se procedió a revisar la base de datos de la
planta deshidratadora de crudo PLD-3 realizado por INTEVEP en 1993.
Luego, se realizó un cuadro comparativo en cuanto a características como
gravedad API, viscosidad cinemática y dinámica, densidad, % de emulsión, % AyS
y fracciones de saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos, lo cual sirvió de base
para realizar las propuestas que justificaron dicha investigación.
Fase III: Levantamiento de las instalaciones que conforman la planta
deshidratadora de crudo PLD-3.
En esta tercera etapa, aplicando la técnica de observación directa, mediante
visitas al campo, tomando en cuenta las medidas de seguridad necesarias; se
procedió a recolectar la información de la planta deshidratadora de crudo PLD-3
de Campo Boscán mediante:
-
Ingresando en la planoteca de Petroboscan, ubicada en la estación 2 de
Campo Boscán, para en ella obtener los planos de tuberías e instrumentación
de la planta PLD-3.
71
-
Con los planos, se realizaron visitas a la planta deshidratadora de crudo PLD-3
para confirmar que los equipos presentes en el campo corresponden a los
especificados en los P&ID.
-
Entrevistas informales a los operadores y personal de laboratorio de la planta
deshidratadora de crudo PLD-3 de Campo Boscán, con el fin de obtener
S
O
D
VA
conocimientos en cuanto a condiciones de operación, procesos de la planta y
análisis de laboratorio.
R
SE
E
R
S
HO
C
E
ayuden a solventarE
problemática planteada.
D la R
Fase IV: Mejoras en cuanto a la planta de deshidratación de crudo PLD-3 que
Para el cumplimiento de este cuarto y último objetivo, se procedió a simular con el
simulador Hysys el proceso de deshidratación de la planta PLD-3, utilizando tanto
las condiciones originales de diseño, como los valores obtenidos en la primera
fase, correspondiente a la caracterización de los fluidos que entran al proceso; con
el fin de comparar y confirmar que las características actuales de estos fluidos no
son las más óptimas para las condiciones a las cuales fueron diseñados los
equipos de la planta.
Luego, se procedió a desarrollar un diagrama de Ishikawa, o también llamado
diagrama de causa-efecto para determinar las causas más probables que
originaron el problema.
Para realizar este diagrama, primero se planteó el problema de manera concisa.
Luego, se dividieron las secciones del diagrama en categorías que se
consideraron apropiadas para el problema, como lo fueron: materiales, mano de
obra, mantenimiento, maquinaria, métodos y gerencia. Seguidamente, se realizó
una lluvia de ideas, gracias a entrevistas informales con el personal operativo y
72
administrativo sobre las posibles causas que originaron el problema y estas se
fueron relacionando con cada categoría.
Para finalizar, se analizó cada causa más probable y se generaron las propuestas
de mejoras en cuanto a la planta deshidratadora PLD-3 que ayuden a solventar la
problemática planteada.
D
H
C
E
ER
O
SE
E
R
S
R
S
O
D
VA
73
CAPITULO IV
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Este capítulo contiene los resultados obtenidos para cada objetivo, siguiendo la
metodología planteada, los mismos fueron organizados de acuerdo a las fases de
S
O
D
VA
investigación y mostrados a través de tablas y figuras.
R
SE
E
R
S
O
4.1.Caracterizar los fluidos (crudo y agua) que entran a la planta PLD-3 de
H
C
E
ER
Campo Boscán.
D
4.1 .1. Normas empleadas
Las normas que fueron utilizadas como guía para el óptimo desarrollo de los
análisis para la caracterización del crudo de la planta PLD-3 de Campo Boscán se
encuentran señaladas en el capítulo anterior, en la primera fase de la
investigación.
4.1.2. Análisis de los volúmenes de agua libre y crudo para cada muestra
Tabla 4.1. Volúmenes de agua libre y crudo para cada muestra
Muestra
To (°C)
To (°F)
Vol. de Agua
Libre (ml)
Vol. de Crudo
(ml)
1
20
68
1550
1000
2
20
68
1000
1000
3
20
68
0
-
La muestra 1 corresponde a la línea de entrada al proceso de deshidratación, es
decir, el fluido proveniente de las estaciones de flujo, el cual, a una temperatura de
74
20 °C registro un porcentaje de agua libre de 60 %, lo cual supera el valor para la
cual la planta deshidratadora PLD-3 fue diseñada.
La muestra 2 corresponde a la línea de entrada a los deshidratadores, es decir, es
el fluido que proviene de los calentadores, y presento un volumen de agua libre
correspondiente a la mitad del volumen total de muestra. En el proceso, este
S
O
D
VA
porcentaje es menor ya que el mismo está sujeto a temperaturas más elevadas.
ER
S
E
R
de Bajo Grande, la cual presento cantidades
insignificantes
de agua libre.
S
O
H
C
E
R
DE
4.1.3. Análisis de las fracciones de Saturados, Aromáticos, Resinas
La tercera muestra, corresponde a la línea de salida del proceso hacia la refinería
y
Asfaltenos de los fluidos que entran a la planta deshidratadora PLD-3 de
Campo Boscán.
En las siguientes cuatro tablas, se muestran las fracciones de Asfaltenos,
Saturados, Aromáticos y Resinas para dos muestras. La primera muestra
corresponde a la línea de entrada al proceso de deshidratación y la segunda
muestra corresponde a la línea de salida del proceso hacia Bajo Grande.
Tabla 4.2. Análisis S.A.R.A: Asfaltenos
Asfaltenos
Muestra
Muestra (g)
Filtro (g)
Asfalteno +
Filtro (g)
% Asfaltenos
1
0,0855
0,0293
0,0412
13,9181
2
0,0676
0,0295
0,0382
12,8698
75
Tabla 4.3. Análisis S.A.R.A: Saturados
Saturados
Muestra
Muestra (g)
Beaker (g)
Saturado +
Beaker (g)
1
0,0855
112,6881
112,7031
% Saturados
S
O
D
VA
ER
S
E
R
Tabla 4.4. Análisis S.A.R.A:
Aromáticos
S
O
H
C
E
ER
2
0,0676
110,0713
D
110,0820
17,5439
15,8284
Aromáticos
Muestra
Muestra (g)
Beaker (g)
Aromático +
Beaker (g)
% Aromáticos
1
0,0855
114,9175
114,9661
56,8421
2
0,0676
109,4137
109,4525
57,3964
Tabla 4.5. Análisis S.A.R.A: Resinas
Resinas
Muestra
Muestra (g)
% Resinas
1
0,0855
11,6959
2
0,0676
13,9054
La relación entre las fracciones obtenidas en el análisis SARA se utiliza para
predecir con un grado de exactitud alto la estabilidad de los asfaltenos en el crudo,
y a partir de ellas se pueden tomar decisiones concretas en cuanto a la
implementación de métodos de prevención y manejo apropiados que inhiban la
76
precipitación de estas partículas y reduzcan las múltiples dificultades que se
presentan en los diferentes procesos.
De acuerdo a los resultados obtenidos en relación al porcentaje de asfaltenos en
ambas muestras, se considera que los valores se encuentran dentro del rango de
estabilidad, lo que quiere decir, que hay poca tendencia a la precipitación de los
S
O
D
A de las
mantienen una relación baja, lo cual es favorable para evitar laV
estabilidad
R
SE
emulsiones.
E
R
S
O
H
C Coloidal para entrada y salida al proceso
Tabla 4.6. Índices de Inestabilidad
E
R
DE
mismos. De igual manera, las fracciones de asfaltenos y resinas en las muestras
Muestra
IIC
Rango
Clasificación
1
0,4590
0,4590< 0,7
Estable
2
0,4025
0,4025 < 0,7
Estable
Los Índices de Inestabilidad Coloidal menores al 0.7, lo cual es el caso para
ambas muestras, indican que el crudo es improbable para mostrar problemas de
producción relacionados con la precipitación de asfaltenos.
4.1.4. Caracterización de los fluidos que entran a la planta deshidratadora de
crudo PLD-3.
Tabla 4.7. Gravedad API para cada muestra
Muestra
Gravedad API @ Gravedad API @
68°F
60°F
1
11,8
11,4
2
11,8
11,4
77
Tabla 4.7. Continuación
3
11,2
10,8
Tabla 4.8. Gravedades Específicas y Densidades para cada muestra
Muestra
Gravedad API
@ 60°F
Gravedad
Especifica
Densidad Agua @
60°F (g/cm3)
1
11,4
0,9902
1
2
11,4
3
C
E
R
DE
10,8
0,9944
S
O
D
VA
R
ESE
R
S
HO
0,9902
Densidad Crudo
@ 60°F (g/cm3)
0,9902
1
0,9902
1
0,9944
Tabla 4.9. Porcentajes de emulsión y porcentajes de Agua y Sedimentos para
cada muestra
Muestra
% de Emulsión
% AyS
1
32
34
2
12
16
3
0.6
0.8
Tabla 4.10. Viscosidades Dinámicas y Cinemáticas a diferentes temperaturas para
cada muestra
Viscosidad Dinámica
Viscosidad Cinemática
Muestra
100 oF
150 oF
100 oF
150 oF
1
24090
1392,14
24328,42
1405,92
2
17298,32
2108,60
17469,52
2129,47
78
Tabla 4.10. Continuación
3
19003,80
2881,11
19110,82
2897,34
Una viscosidad alta disminuye el coeficiente de difusión y la frecuencia de colisión
de las gotas, por lo que se incrementa la estabilidad de la emulsión.
S
O
D
VA
R
SE
E
R
S
4.2. Comparar las características de los fluidos de salida utilizados para el
diseño original de la planta con las características que actualmente
HO
C
E
Tabla 4.11.Comparación
DERde las características de los fluidos de salida utilizados
presentan los mismos.
para el diseño original de la planta con las características que actualmente
presentan los mismos.
Característica
Muestra
(1993)
Muestra
(2014)
% de Desviación
API @ 60 °F
10,3
10,8
4,85
% AyS
0,45
0,8
77,78
Visc. Dinámica @ 100°F
19330,14
19003,80
1,68
Visc. Cinemática @ 100°F
19439
19110,82
1,69
Gravedad Espec.
0,9979
0,9944
0,35
Densidad @ 60 °F
(lb/ft3)
62,24
62,02
0,35
% Asfaltenos
12,39
12,87
3,87
% Saturados
-
15,83
-
% Aromáticos
-
57,4
-
% Resinas
-
13,91
-
79
Comparando la caracterización del crudo realizada por INTEVEP en el año 1993
con la caracterización realizada en el año 2014 a efecto de este trabajo de
investigación, no se evidencia variación significativa en las características
fisicoquímicas del crudo de campo Boscán, sin embargo no sucede lo mismo con
los valores de % AyS. Al comparar estos valores, se observó una desviación
S
O
D
VA
significativa del 77,78 %. Este incremento en el % AyS es causado por varios
ER
S
E
los equipos de deshidratación utilizados. S R
HO
C
E
Las variaciones poco
en las características fisicoquímicas del crudo,
R
Esignificativas
D
no fueron tomadas en consideración para la corriente de alimentación de las
elementos, entre los más importantes podemos indicar el método de recuperación
secundaria utilizada en los pozos (inyección de vapor de agua) y la ineficiencia en
simulaciones realizadas. Para todos los casos estos valores se mantuvieron
constantes. En razón a lo anterior, sólo se tomaron valores diferentes para el %
AyS ya que es la variación significativa entre las dos muestras.
Por otra parte, no se logró comparar los resultados de saturados, aromáticos y
resinas dado que el método utilizado por INTEVEP en su momento, llamado
cromatografía liquida de alta eficiencia, se basa en destilar fracciones de crudo a
diferentes temperaturas, arrojando resultados que no pueden correlacionarse con
el método mecánico utilizado para esta investigación.
4.3. Realizar el levantamiento de las instalaciones que conforman la planta
deshidratadora de crudo PLD-3.
4.3.1. Levantamiento de los equipos que conforman la planta deshidratadora
de crudo PLD-3.
80
Figura 4.1. Equipos que conforman la planta deshidratadora de crudo PLD-3.
Equipo
TAG
Número de
Observaciones
Equipos
Tanque de
T-201
1
-
S
O
D
VA
Crudo
Bomba de Carga
P-251 a P-259
O
H
C
E
ER
D
Intercambiadores
R
SE
E
R
S
9
La bomba P-251 no se
encuentra instalada
E-311 a E-314
4
-
Calentadores de
F-350/351/352/353
13
-
10 y 20
F-355 a F-361
F-364
1
-
Deshidratadores
V-400 a V-404
5
-
Torres de
V-431/432/433
3
-
P-441 a P-446
5
La bomba P-444 está
fuera de servicio
de calor
MMBTU/HORA
Calentadores de
50
MMBTU/HORA
Expansión
Bombas de
Despacho
81
A efecto de conocer el proceso operativo en la planta deshidratadora de crudo
PLD-3, se procedió a realizar un levantamiento de los diferentes equipos que la
conforman. Este levantamiento permitió realizar el diagrama de proceso, en el cual
se basaron las simulaciones realizadas. Todo esto con el fin de que las
simulaciones realizadas reflejaran lo mejor posible las condiciones operativas de la
S
O
D
Ase evidenció
De acuerdo a las observaciones realizadas durante el levantamiento,
V
R
E ejemplo, de las nueve
Spor
que no todos los equipos se encuentran en operación,
E
R
S
O
bombas del tren de bombas de H
carga
(las cuales bombean el crudo desde el
C hacia el proceso de deshidratación), solo se
E
R
tanque de almacenamiento
T-201
DE
planta.
encuentran instaladas ocho, ya que la bomba P-251 se encuentra fuera de
servicio. Del mismo modo, en el tren de bombas de despacho, las cuales se
encargan de bombear el crudo al oleoducto que va hacia la refinería de Bajo
Grande, la bomba P-444 no se encuentra instalada. Es decir, de las seis bombas
de despacho que aparecen reflejadas en los Planos de Tubería e Instrumentación,
solo se encuentran instaladas cinco, con solamente dos en funcionamiento (P-441
y P-446).
Los demás equipos que aparecen en los Planos de Tubería e Instrumentación
corresponden a los instalados en la planta deshidratadora de crudo PLD-3, y
fueron los considerados a efecto de las simulaciones realizadas.
4.3.2. Comparación de las condiciones normales y límites de operación con
las condiciones actuales de los equipos que conforman la planta
deshidratadora de crudo PLD-3.
82
Tabla 4.12. Límites de Operación de Tanque de Almacenamiento de crudo T-201.
Tanque de Almacenamiento
T-201
Mínima
Normal
Máximo
Nivel
18’0’’
18’1’’ - 34’0’’
35’0’’
Temperatura
(°F)
105
R
SE
E
R
S
120 - 145
S
O
D
VA
150
HO
C
E
Tabla 4.13. Condición
DERactual de operación del Tanque de Almacenamiento de
crudo T-201.
Tanque de Almacenamiento
T-201
Temperatura
(oF)
Capacidad
(Bbls)
108,7
67000
El tanque de almacenamiento T-201, el cual recibe el crudo de todas las
estaciones de flujo de la parte norte del Campo Boscán, requiere una temperatura
mínima de 105oF. Aun cuando la temperatura actual se encuentra dentro de los
límites de operación, está muy cerca de la condición mínima, esto se debe a que
anteriormente la mayoría de las estaciones de flujo contaban con calentadores
que precalentaban el crudo para que este llegara al proceso con la temperatura
óptima requerida.
83
Tabla 4.14. Límites de Operación de las Bombas de Carga P-251 a P-259.
Bombas de Carga
P-251 a P-259
Succión
Mínima
Normal
Presión (psi)
5.1
7 - 20
Temperatura
(°F)
140
Flujo (pie/s)
Máximo
Mínima
DOS
Normal
Máximo
A
V
R
E
S
E
R
OS
30
100
140 - 250
270
150 – 160
160
140
150 – 160
160
-
-
4
4– 8
8
ECH
DER
-
Descarga
Tabla 4.15. Condición actual de operación de las Bombas de Carga P-251 a P259.
Bombas de Carga
P-251 a P-259
Succión
Descarga
Presión
(psi)
Temperatura ( F)
Presión
(psi)
5,3
107,9
224,5
o
Flujo
Temperatura (oF) (BPD)
111,6
70221
El tren de bombas de carga, responsable de bombear el fluido hacia los
intercambiadores de calor, opera actualmente dentro de los límites de presión
requeridos para el proceso.
84
Tabla 4.16. Límites de Operación de los Intercambiadores de Calor E-311 a E-314.
Intercambiadores de Calor
E-311 a E-314
Presión (psi)
Entrada de
Agua
Salida de
Agua
Mínima
Normal
25
70
Máximo
S
O
D
VA
Mínima
R
SE
E
R
S
O
H
C
E
ER
D
Temperatura (°F)
Normal
Máximo
275
290
100
270
50
160
205
210
30
40
200
250
270
140
150
180
Salida de
Crudo
180
210
270
170
180
200
% de agua
20
25
30
-
-
-
Entrada de
Crudo
Tabla 4.17. Condición actual de operación de los Intercambiadores de Calor E-311
a E-314.
Intercambiadores
TAG
E-311
E-312
E-313
E-314
Temp. entrada
agua (oF)
210
205
250
250
Temp. salida
agua (oF)
130
200
188
138
Presión (psi)
30
30
30
30
Temp. entrada
crudo (oF)
108
110
106
110
85
Tabla 4.17. Continuación
Temp. salida
crudo (oF)
125
150
140
135
Presión (psi)
215,6
215,6
215,6
215,6
S
O
D
VA
ER
S
E
R
S
de las condiciones mínimas. Así mismo,
las
temperaturas
de salida, tanto del agua
O
H
C
Eque el proceso de transferencia de calor entre los dos
como del crudo, evidencian
R
E
D
fluidos no se está dando eficientemente.
Comparando las condiciones de operación de los intercambiadores de calor en
relación a los límites de operación de diseño se observó que existen por debajo
Las temperaturas del fluido calentador (agua) no alcanzan su valor óptimo, ya que
este proviene de los deshidratadores, los cuales están operando bajo condiciones
diferentes a las cuales fueron diseñados originalmente (corte de agua actual muy
superior al de diseño).
Tabla 4.18. Límites de Operación de los Calentadores de 10 y 20 MMBtu/h F-350
a F-363.
Calentadores de 10 Y 20 MMBtu/h
F-350 a F-363
Mínima
Normal
Máximo
Presión Entrada (psi)
150
170 – 200
220
Presión Salida (psi)
95
150 – 180
190
Temp. Entrada (°F)
140
110 – 150
165
Temp. Salida (°F)
250
255 – 280
290
86
Tabla 4.19. Límites de Operación del Calentador de 50 MMBtu/h F-364.
Calentador de 50 MMBtu/h
F-364
Mínima
Normal
Presión Entrada (psi)
130
155
Presión Salida (psi)
SE
E
R
S
H
C
E
ER
Temp. Salida (°F)
D
Flujo de Salida (BPD)
S
O
D
VA
160
R
100
110
-
-
255
275
290
22000
40000
45000
O
Temp. Entrada (°F)
Máximo
115
-
Tabla 4.20. Condición actual de operación de los Calentadores de 10, 20 y 50
MMBtu/h F-350 a F-364.
Calentadores
F-350 a F-363
F-364
Entrada
Salida
Entrada
Salida
Presión (psi)
190
200
210
150
Temp (oF)
125
235
125
270
Flujo total
(BPD)
25976
Se observa que la eficiencia de los calentadores está siendo impactada por el bajo
valor de temperatura con el que entran los fluidos en esta parte del proceso. De
acuerdo al diseño, la temperatura mínima requerida es de 140 oF, y actualmente
se observan temperaturas de 125 oF. Adicionalmente a esto, el diseño original de
87
los calentadores considera cortes de agua menores, afectando el calentamiento
del crudo y la eficiencia en el proceso de deshidratación aguas abajo.
Tabla 4.21. Límites de Operación de los Deshidratadores V-400 a V-404.
Deshidratadores
S
O
D
VA
V-400 a V-404
75
SER
90 - 100
105
255
275 - 285
290
5000
14500
15000
2’6’’
3’0’’ (80%
H2O)
5’0’’ (100%
H2O)
Mínima
Presión Entrada (psi)
E
R
S
HO
C
E
R
DE
Temp. Entrada (°F)
Flujo de Entrada (BPD)
Nivel
Normal
Máximo
Tabla 4.22.Condición actual de operación de los Deshidratadores V-400 a V-404.
Deshidratadores
TAG
V-400
V-401
V-402
V-403
V-404
5684
13389
Entrada
Presión (psi)
138,2
Temperatura (oF)
264
Flujo (BPD)
70033
Salida
Presión (psi)
98
Temperatura (oF)
259,4
Flujo (BPD)
-
12063
17266
88
En esta parte del proceso, los equipos se encuentran operando dentro de los
límites de operación requeridos. Sin embargo, el nivel de eficiencia de estos
equipos se ve afectado por los altos cortes de agua actuales versus los cortes de
agua considerados en el diseño original.
Tabla 4.23. Límites de Operación de las Torres de Expansión V-431 a V-433.
SE
E
R
S
V-431 a V-433
O
H
C
E
ER
S
O
D
VA
R
Torres de Expansión
Mínima
Normal
Máximo
Presión Entrada (psi)
90
92 - 100
120
Temp. Entrada (°F)
250
260 – 275
275
Presión de Salida (psi)
5
5
7
Temp. Salida (°F)
-
-
-
D
Tabla 4.24.Condición actual de operación de las Torres de Expansión V-431 a V433.
Torres de Expansión
TAG
V-431
V-432
V-433
Entrada
Temp. (oF)
258,2
Presión (psi)
97,6
Salida
Temp. (oF)
Presión (psi)
219,5
5,4
5,7
4,6
89
Las torres de expansión, operando bajo el efecto Joule-Thomson, realizan su
función de expansión del sistema correctamente, ya que llevan la presión de 97,6
psi a 5,5 psi en promedio. Sin embargo, la eficiencia del proceso de separación se
ve afectado por la baja temperatura del fluido que entra a la torre.
Tabla 4.25. Límites de Operación de las Bombas de Despacho P-441 a P-446.
SE
E
R
S
P-441 a P-446
HO
C
E
R
Succión
DE
S
O
D
VA
R
Bombas de Despacho
Descarga
Mínima
Normal
Máximo
Mínima
Normal
Máximo
Presión (psi)
1
9 - 12
20
0
90 - 140
300
Temperatura
(°F)
0
220 - 240
300
-
-
-
Flujo (pie/s)
-
221 - 240
-
0.01
4-8
5
Tabla 4.26.Condición actual de operación de las Bombas de Despacho P-441 a P446.
Bombas de Despacho
P-441 a P-446
Succión
Descarga
Presión
(psi)
Temperatura
(oF)
Presión
(psi)
Temperatura
(oF)
10,9
222,3
98
210
90
Las bombas de despacho son las responsables de enviar el crudo desde la planta
deshidratadora de crudo PLD-3 hacia el oleoducto. Su operatividad no impacta en
el proceso de deshidratación de la misma.
4.4. Propuestas de mejoras en la planta PLD-3 de Campo Boscán para
reducir el contenido de agua en el crudo de salida.
S
O
D
VA
R
SE
E
R
S
4.4.1. Simulaciones de la operatividad planta deshidratadora de crudo PLD-3
de Campo Boscán.
HO
C
E
trabajo de investigación,
DERse procedió a simular las condiciones operativas de la
A efecto de evaluar las posibles causas de la problemática presentada en este
planta deshidratadora de crudo PLD-3 tanto en sus condiciones originales de
diseño como en las condiciones operativas actuales.
4.4.1.1. Simulación de las condiciones de diseño de la planta deshidratadora
de crudo PLD-3 de Campo Boscán.
Tabla 4.27. Parámetros de diseño relacionados al proceso de deshidratación de
crudo de la planta PLD-3 de Campo Boscán.
Corte de Agua en la
alimentación (%)
29,73
Temp. Salida Intercam.
(crudo) (oF)
180
Temp. Salida Intercam.
(agua) (oF)
198,7
Temp. Salida Hornos (oF)
260
Corte de Agua en salida
deshidratadores (%)
2,16
91
Tabla 4.27. Continuación
Presión en torres de
5 (19,7)
expansión (psig (psia))
S
O
D
VA
Temp. en torres de
226,1
ER
S
E
S R 0,5
expansión (oF)
Corte de Agua hacia Bajo
O
H
C
E
ER
Grande (%)
D
Como puede observarse en la Tabla 4.27., la planta deshidratadora de crudo PLD3 fue diseñada para operar con un corte de agua cercano al 30%. Igualmente, las
temperaturas de salida en el intercambiador de calor, nos indican que el fluido
calentador (agua) está cediendo la mayor parte de su poder calorífico al crudo, es
decir, el proceso de transferencia de calor ocurre eficientemente, logrando una
temperatura óptima durante todo el proceso de deshidratación. El resultado final
del diseño de la planta logra obtener un corte de agua de 0,5% a la salida del
proceso.
4.4.1.2. Simulación de las condiciones actuales
deshidratación de crudo PLD-3 de Campo Boscán.
de
la
planta
de
Tabla 4.28. Parámetros actuales relacionados al proceso de deshidratación de
crudo de la planta PLD-3 de Campo Boscán.
Corte de Agua en la
alimentación (%)
46,92
Temp. Salida Intercam.
(crudo) (oF)
150
92
Tabla 4.28. Continuación
Temp. de salida
208,2
Intercambiadores (agua)
S
O
D
VA
(oF)
Temp. de salida Hornos
(oF)
DPresión en torres de
deshidratadores (%)
expansión (psig (psia))
R
SE
E
R
S
O
H
C
E
ER
Corte de Agua en salida
270
2,98
5,5 (20,20)
Temp. en torres de
expansión (oF)
227,5
Corte de Agua hacia Bajo
Grande (%)
0,87
La Tabla 4.28 muestra como las condiciones de operatividad de la planta se han
visto afectadas significativamente. Estos cambios en la operatividad se deben a
varios factores, uno de estos elementos que tiene mayor impacto es el corte de
agua en la alimentación de crudo al proceso, variando desde 30% hasta un 50%
aproximadamente. Este incremento en el corte de agua, se traduce en baja
eficiencia en la operación de los equipos, muestra de ello es el gran delta T en los
fluidos de intercambio de calor, evidenciando una baja eficiencia en el proceso de
transferencia de calor, lo cual afecta todo el proceso aguas abajo. Debido a las
bajas temperaturas y a los altos porcentajes de agua manejados en el proceso de
deshidratación, se observa un corte de agua a la salida del proceso de 0,87%. Aun
cuando este valor se encuentra dentro de las especificaciones comerciales, se
93
encuentra muy cercano del límite (1%) lo que pudiese conllevar que ante cualquier
eventualidad en el proceso el crudo pudiese no cumplir con los requerimientos de
la refinería.
4.4.2. Diagrama de Causa-Efecto referente a las causas más probables que
ocasionaron la situación planteada.
Materiales
Mano de Obra
Dosificación de
química sujeta a
cambios
D
Personal no recibe
adiestramiento
formal
Operadores no
siguen el
procedimiento
operacional regido
por la norma
Existen equipos
trabajando fuera de
sus condiciones
normales de
operación
Exceso de agua en el
proceso de Deshidratación
de crudo
Exceso de agua
reinyectada en pozos
para recuperación
secundaria
Falta de
automatización para
el control del
proceso
Los equipos se
encuentran fuera de
especificación
Mantenimiento
Maquinaria
R
SE
E
R
S
O
H
C
E
ER
S
O
D
VA
Métodos
Figura 4.2. Diagrama Causa-Efecto para el exceso de agua en el proceso de
Deshidratación de crudo en la planta PLD-3 de Campo Boscán.
Gracias a los resultados arrojados por las simulaciones indicadas anteriormente,
se procedió a buscar las causas más probables a las desviaciones resultantes.
Puede observarse que las causas con mayor incidencia son el método utilizado y
los equipos de proceso. Sin embargo, hay otras posibles causas no consideradas
a efectos de las simulaciones (por limitaciones del simulador) como la capacitación
94
del personal y las dosificaciones de la química utilizada en el proceso, que
igualmente impactan negativamente la eficiencia en el proceso de deshidratación.
Una vez analizadas las causas más probables de la ineficiencia en el proceso de
deshidratación de crudo en la planta PLD-3 de Campo Boscán, se presentan tres
posibles opciones para solventar la situación planteada.
S
O
D
A
V
4.4.3. Reemplazo del tanque de almacenamiento T-201
por
un tanque de
R
E
S
lavado.
E
R
S
HOal reemplazar el tanque de almacenamiento
Tabla 4.29. Parámetros operacionales
C
E
por tanque de lavado
relacionados al proceso de deshidratación de crudo de la
DER
planta PLD-3 de Campo Boscán.
Corte de Agua en la
alimentación (%)
Corte de Agua salida del
tanque
46,92
20,01
Temp. de salida
Intercambiadores (crudo)
150
(oF)
Temp. de salida
Intercambiadores (agua)
152,5
o
( F)
Temp. de salida Hornos
(oF)
270
Corte de Agua en salida
deshidratadores (%)
2,48
95
Tabla 4.29. Continuación
Presión en torres de
5,5 (20,20)
expansión (psig (psia))
Temp. en torres de
227,4
expansión (oF)
S
O
D
VA
Corte de Agua hacia Bajo
0,37
Grande (%)
O
H
C
E
ER
D
R
SE
E
R
S
Dado que el mayor cambio en el proceso de deshidratación de la planta PLD-3 es
el incremento en la cantidad de agua que entra, se evaluó la manera de lograr
alcanzar nuevamente los parámetros originales para los cuales fue diseñada la
planta (alrededor del 30 % AyS). La opción planteada es reemplazar el tanque de
almacenamiento T-201, que actualmente su única función es recibir el crudo de las
estaciones de flujo para su incorporación al proceso de deshidratación. Este
tanque sería reemplazado por un tanque de lavado, que además de almacenar el
crudo, permitiría lograr una primera separación de agua libre, logrando así que la
corriente de entrada al proceso presente un corte de agua similar al utilizado para
el diseño original de la planta. Como puede observarse en la tabla 4.29, utilizando
este tanque de lavado el corte de agua de entrada al proceso disminuye a 20 %, lo
que conlleva a optimar el proceso de deshidratación y finalmente lograr un corte
de agua de 0,37 % a la salida.
4.4.4. Instalación de un Calentador adicional en el proceso
Al evaluar los resultados de las simulaciones a las cuales opera la planta PLD-3,
se pudo observar que la temperatura a la salida de los calentadores impacta
significativamente el proceso de deshidratación, por lo cual se procedió a realizar
la siguiente tabla.
96
Tabla 4.30. Impacto en la variación de la temperatura a la salida de los hornos en
el corte de agua del crudo a la salida del proceso.
Temp. Salida Hornos
(oF)
%AyS salida del
proceso
235
240
245
250
255
260
265
270
275
280
285
2,51
2,28
2,05
1,82
1,58
1,35
1,05
0,87
0,62
0,38
0,13
D
S
O
D
VA
R
SE
E
R
S
O
H
C
E
ER
Temp. Torres de
Expansión (oF)
227,3
227,3
227,3
227,4
227,4
227,4
227,4
227,5
227,5
227,5
227,5
Figura 4.3. Grafico del comportamiento de % AyS vs. Temperatura de Salida de
los Hornos / Temperatura de operación de las torres de expansión.
Mediante un procedimiento de tanteo, se analizó el comportamiento de la cantidad
de agua presente en el crudo de salida del proceso con la variación de la
97
temperatura de salida en los calentadores, dando como resultado que este
parámetro impacta considerablemente en la eficiencia de la deshidratación,
especialmente en la operación de las torres de expansión, ya que a una mayor
temperatura, se obtiene una separación más eficiente de crudo y agua en las
mismas, gracias al proceso de expansión. Igualmente, se logra observar que a
S
O
D
VA
una temperatura de salida de los calentadores de 280 oF se alcanza la condición
ER
S
E
R
planta, el crudo pueda salir bajo especificación
y la producción no decaiga.
S
O
H
C
E
Tabla 4.31. Parámetros
ERal instalar un calentador adicional relacionados al proceso
D
de deshidratación de crudo de la planta PLD-3 de Campo Boscán.
óptima de % AyS, la cual seria 0,38 % aproximadamente. Este porcentaje de agua
a la salida del proceso permite que bajo cualquier eventualidad que ocurra en la
Corte de Agua en la
alimentación (%)
46,92
Temp. Salida Intercam.
(crudo) (oF)
150
Temp. Salida Intercam.
(agua) (oF)
218,3
Temp. de salida Hornos
(oF)
270
Temp. De salida Horno
propuesta
280
Energía requerida horno
propuesta (Btu/h)
13.780.000
98
Tabla 4.31. Continuación
Corte de Agua en salida
3
deshidratadores (%)
Presión en torres de
5,5 (20,20)
expansión (psig (psia))
S
O
D
VA
Temp. en torres de
227,5
ER
S
E
S R 0,38
expansión (oF)
Corte de Agua hacia Bajo
O
H
C
E
ER
Grande (%)
D
Como se observa en la tabla 4.31, agregando un calentador adicional al proceso
que aumente la temperatura hasta los 280 oF, se obtiene un corte de agua a la
salida de 0,38 %, es decir, el proceso en las torres de expansión aumenta
significativamente su eficiencia, impactando positivamente en la deshidratación del
crudo. Igualmente, se refleja que la energía necesaria por el horno para calentar el
crudo hasta la temperatura deseada, es de 13.780.000 Btu/h, por lo cual no se
considera un horno de grandes dimensiones.
4.4.5. Instalación de un intercambiador de calor adicional al proceso
Tabla 4.32. Parámetros al instalar un intercambiador de calor adicional
relacionados al proceso de deshidratación de crudo de la planta PLD-3 de Campo
Boscán.
Corte de Agua en la
alimentación (%)
46,92
Temp. de salida
Intercambiadores
o
(crudo)( F)
160
99
Tabla 4.32. Continuación
Temp. de salida
Intercambiadores (agua)
202,6
o
( F)
Temp. de salida Hornos
279,4
Corte de Agua en salida
3
ER
S
E
R
S
O
D
VA
(oF)
deshidratadores (%)
S
O
H
C(psia))
expansión E
(psig
R
E en torres de
DTemp.
Presión en torres de
expansión (oF)
5,5 (20,20)
227,5
Corte de Agua hacia Bajo
Grande (%)
0,41
Como se ha mencionado, mantener una temperatura óptima a lo largo del proceso
es muy importante para conseguir que el proceso de deshidratación ocurra
eficientemente. Es por esto, que esta propuesta se basa en aumentar el área de
transferencia de calor entre el agua (proveniente de los deshidratadores) y el
crudo que proviene de las bombas de carga, mediante la instalación de un
intercambiador de calor adicional al proceso. Esta propuesta es factible
técnicamente ya que como pudimos observar anteriormente, en las condiciones
actuales de operación de la planta existe una baja eficiencia en el proceso de
transferencia de calor, puesto que el fluido caliente (agua) no está cediendo todo
su poder calorífico al crudo. Con la adición de otro intercambiador de calor, el
crudo se precalentaría hasta 202,6 oF aproximadamente versus los 150 oF a los
cuales sale actualmente. Esta nueva temperatura, aseguraría una óptima
operación en el proceso aguas abajo, impactando positivamente tanto el
100
calentamiento del crudo en los hornos, como la separación de agua y crudo que
ocurre en las torres de expansión, evidenciándose esto en el corte de agua a la
salida el cual seria 0,41 %.
D
H
C
E
ER
O
SE
E
R
S
R
S
O
D
VA
101
CONCLUSIONES
Una vez obtenidos y analizados los resultados sobre el proceso de deshidratación
en la planta PLD-3 de Campo Boscán, se puede concluir que:
S
O
D
VA
Las características fisicoquímicas del crudo de Campo Boscán no han cambiado
R
considerablemente con el tiempo, a excepción del % AyS que ha incrementado en
un 78% aproximadamente.
SE
E
R
S
HO
C
E
operación en la planta
DEyaRque se encuentran fuera de servicio.
Las bombas P-251 y P-444 representadas en los P&ID no están actualmente en
Los hornos e intercambiadores de calor se encuentran operando por debajo de las
condiciones mínimas de diseño, lo cual afecta negativamente la eficiencia en el
proceso de deshidratación.
Las dosificaciones de la química desmulsificante que se incorporan al proceso de
deshidratación se realizan de manera no controlada, por no contar con
procedimientos establecidos para tal fin.
El personal operacional responsable de la planta PLD-3, en su gran mayoría, no
cuenta con las competencias técnicas necesarias para garantizar la adecuada
operación de la misma. Sus competencias están basadas en la experiencia en el
campo, más que en el adiestramiento formal.
Las variaciones en el proceso de deshidratación actuales impactan negativamente
en su eficiencia, por lo cual se hizo necesario adaptar las mismas a las
condiciones originales para las que fue diseñada la planta deshidratadora de crudo
PLD-3, para así minimizar los riesgos de operación y garantizar que el crudo de
salida se encuentre dentro de especificación para su venta.
102
Para adaptar la planta deshidratadora PLD-3 a las condiciones originales de %
AyS para las que fue diseñada, se determinaron tres posibles soluciones:
reemplazar el tanque de almacenamiento T-201 por un tanque de lavado que
realice una primera separación de agua libre, instalar un horno adicional que
requiere 13.780.000 Btu/h para calentar el crudo hasta una temperatura de 280 oF
S
O
D
VA
y aumentar el área de transferencia de calor en los intercambiadores con la
instalación de un intercambiador adicional.
O
D
H
C
E
ER
R
SE
E
R
S
103
RECOMENDACIONES
Luego de analizar e interpretar los resultados obtenidos al momento de proponer
mejoras en la planta PLD-3 de Campo Boscán para reducir el contenido de agua
S
O
D
Continuar con la evaluación de la factibilidad económica deV
cada
A una de las
R
SE con la finalidad de
propuestas planteadas en este trabajo de investigación,
E
R
Stanto técnica como económicamente, a
seleccionar la que se considere más viable
O
H
C
E
efectos de la empresa Petroboscàn.
R
DE
en el crudo de salida, se establecen las siguientes recomendaciones:
Colocar en funcionamiento los calentadores de las estaciones de flujo Z-8.1, Z10, EF-10 y EF- 11, con la finalidad de no solo reducir la viscosidad del crudo sino
también ayudar a incrementar su temperatura a la llegada a planta, y así optimizar
el proceso de deshidratación,
Optimizar la dosificación de química desmulsificante, y garantizar un buen
mezclado para el rompimiento de las emulsiones agua-crudo.
Ofrecer al personal de campo (operadores) un programa formal de adiestramiento
que les permita conocer más técnicamente el proceso de deshidratación y así
mismo solucionar de forma adecuada cualquier eventualidad que se presente en
la planta.
104
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O
D
VA
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O
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O
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V
R
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107
O
H
C
E
ER
D
SE
E
R
S
R
ANEXO 1
S
O
D
VA
108
D
H
C
E
ER
O
SE
E
R
S
R
S
O
D
VA
109
D
H
C
E
ER
O
SE
E
R
S
R
S
O
D
VA
110
D
H
C
E
ER
O
SE
E
R
S
R
S
O
D
VA
111
D
H
C
E
ER
O
SE
E
R
S
R
S
O
D
VA
112
D
H
C
E
ER
O
SE
E
R
S
R
S
O
D
VA
113
D
H
C
E
ER
O
SE
E
R
S
R
S
O
D
VA
114
O
H
C
E
ER
D
SE
E
R
S
R
ANEXO 2
S
O
D
VA
115
D
H
C
E
ER
O
SE
E
R
S
R
S
O
D
VA
116
D
H
C
E
ER
O
SE
E
R
S
R
S
O
D
VA
117
D
H
C
E
ER
O
SE
E
R
S
R
S
O
D
VA
118
D
H
C
E
ER
O
SE
E
R
S
R
S
O
D
VA
119
D
H
C
E
ER
O
SE
E
R
S
R
S
O
D
VA
120
D
H
C
E
ER
O
SE
E
R
S
R
S
O
D
VA
121
D
H
C
E
ER
O
SE
E
R
S
R
S
O
D
VA
122
D
H
C
E
ER
O
SE
E
R
S
R
S
O
D
VA
123
D
H
C
E
ER
O
SE
E
R
S
R
S
O
D
VA
124
D
H
C
E
ER
O
SE
E
R
S
R
S
O
D
VA
125
D
H
C
E
ER
O
SE
E
R
S
R
S
O
D
VA
126
O
H
C
E
ER
D
SE
E
R
S
R
ANEXO 3
S
O
D
VA
127
BOSCAN
Crude Oil Characteristics
Specific Gravity 15/4 deg C
API Gravity 60 deg F
Kinematic Viscosity at 100 deg F csi
deg
csi
0,9979
10,3
19439
Kinematic Viscosity at 140 deg F csi
csi
2235
Kinematic Viscosity at 210 deg F csi
Sulphur
Pour Point
UOP K Characteristic Factor
H2S Existent
Flash Point
Salt Content
Inorganic Chlorides
FRACTIONS
Yield on Crude Oil
Yield on Crude Oil
Specific Gravity 60/60 deg F
API Gravity at 60 F
ASTM Distillation, IBP
5% Vol Recovered
10% Vol Recovered
30% Vol Recovered
50% Vol Recovered
70% Vol Recovered
90% Vol Recovered
EBP
Kinematic Viscosity at 100 F
Kinematic Viscosity at 140 F
Kinematic Viscosity at 180 F
Kinematic Viscosity at 210 F
Kinematic Viscosity at 260 F
Absolute Viscosity at 60 C
csi
201
% wt
deg C
5,29
18,3
11,4
<1
59
19
2,6
CRUDE
OIL
ppm w t
deg C
lb/MBls
ppm
deg C
% vol
% wt
IBP-150
2,3
1,73
0,7475
57,8
74
86
92
108
119
126
132
155
150-200
2,31
1,88
0,809
43,4
143
157
163
174
178
184
193
211
D
19439
2235
201
250-300
4,41
2,92
0,8544
28,5
243
256
260
264
269
273
281
290
3,49
2,24
1,51
300-343
4,81
4,31
0,8996
25,8
326
344
358
376
376
390
411
S
O
D
VA
R
SE
E
R
S
200-250
3,23
2,73
0,8438
36,2
202
214
217
220
224
230
237
245
1,79
1,26
0,95
HO
C
E
ER
0,9979
10,3
deg C
deg C
deg C
deg C
deg C
deg C
deg C
deg C
cSt
cSt
cSt
cSt
cSt
poises
The analytical data of this sheet represents the results
of a detailed evaluation completed in July, 1993
at PDVSA's INTEVEP Laboratories.
343-402
8379
8,35
0,9328
20,2
357
379
397
424
428
444
471
402-461
9,58
9,15
0,9541
16,8
405
443
461
491
493
502
526
461-520
8,78
8,25
0,9745
13,7
352
378
404
510
13,25
6,79
4,58
43,93
17,59
9,92
193,2
56,56
27,9
343+
82,94
95,1
1,0321
5,6
363
425
450
402+
73,97
77,31
1,0404
7576
2035
377,5
656
40046
8246
1074
5201
461+
64,39
67,83
1,0544
448
462
510
7,34
2,54
1,87
43303
4059
78543
128
Mercaptans (AS S)
Sulphur
Pour Point
Cloud Point
Flash Point
Organic Chlorides
Bromine Number
Total Acid Number
Asphaltenes
Aromatics (HPLC)
Saturates (HPLC)
Olefins - FIA
Aromatics - FIA
Saturates - FIA
Paraffins
Naphtenes
Aromatics
Refractive Index at 20 C
Carbon (elemental analysis)
Hydrogen (elemental analysis)
Basic Nitrogen
Total Nitrogen
Smoke Point
Reid Vapor Pressure
Naphthalenes
Freezing Point
Color Saybolt
Solor ASTM
Anline Point
Ron Clear
Mon Clear
Cetane Number
Cetane Index
Conradson Carbon Residue
Ash
Vanadium
Nickel
Sodium
Aluminum
Penetration at 25 C
Softening Point
ppm w t
% wt
deg C
deg C
deg C
ppm
99,12
5,29
18,3
mgKOH/g
%w t
% wt
% wt
%vol
%vol
%vol
%vol
%vol
%vol
Adim
% wt
% wt
ppm w t
ppm w t
mm
psi
% wt
deg C
Adim
Adim
deg C
On
1,24
12,39
24,6
0,26
35,5
2,7
253
4,8
15,5
4,9
29,4
5,5
40,5
5,76
45,1
5,95
62,8
6
79,4
-34,4
108,9
212,8
240,5
276,7
263
295
335
0,12
0,32
0,78
0,88
1,74
2,35
1,15
14,17
1,13
1,11
18,04
34,3
49,1
54,6
45,4
65,8
34,2
70,4
29,6
75,7
21,3
5,58
28,79
65,63
8,42
36,46
55,12
7215
7764
8568
16,77
0,26
1377
117
40,4
19,42
0,29
1550
128
21,5
0,33
1720
142
168
45,6
57
62,1
75,5
96
104
10,5
48,19
38,01
13,25
1,419
83,23
13,63
31,96
32,29
33,62
1,4489
84,98
13,53
0,89
D
3,72
>+30
1,26
>+30
1,4846
82
12,23
1,4977
83,42
12,18
225
340
21
14
2,28
-49
21
7,24
-5
1
46,1
41,4
50,3
39,13
39,4
36,72
44,1
41,75
S
O
D
VA
R
SE
E
R
S
1,4658
83,8
13,16
HO
C
E
ER
6307
32,2
4,2
33,8
4,3
-12,2
-4,4
157,8
59
1,4993
83,39
11,5
403
1171
<2
64,2
CN
adim
% wt
% wt
ppm w t
ppm w t
ppm w t
ppm w t
mm
deg C
68,1
1,9
14,22
0,22
1199
102
34,6
<5
1,513
80,22
10,85
575
1958
<4.5
55,5
1,5243
82,57
10,55
747
2774
<7
56,7
59,4
0,057
0,86
0,002
22
3,5
54,5
<0.05
44,39
<0.05
14,2
2,2
15
2,3
<2
129
O
H
C
E
ER
D
SE
E
R
S
R
ANEXO 4
S
O
D
VA
130
D
R
SE
E
R
S
HO
C
E
ER
S
O
D
VA
Figura Anexo 5. Diagrama de Flujo de Proceso de la Planta PLD-3 de Campo Boscán.
131
O
H
C
E
ER
D
SE
E
R
S
R
ANEXO 5
S
O
D
VA
132
D
R
SE
E
R
S
HO
C
E
ER
S
O
D
VA
Figura Anexo 5. Simulación de las condiciones de diseño de la planta PLD-3 de Campo Boscán.
133
D
R
SE
E
R
S
HO
C
E
ER
S
O
D
VA
Figura Anexo 5. Simulación de las condiciones actuales de operación de la planta PLD-3 de Campo Boscán.
134
D
R
SE
E
R
S
HO
C
E
ER
S
O
D
VA
Figura Anexo 5. Simulación de reemplazo de tanque de almacenamiento por tanque de lavado de la
planta PLD-3 de Campo Boscán.
135
D
R
SE
E
R
S
HO
C
E
ER
S
O
D
VA
Figura Anexo 5. Simulación de la instalación de un horno adicional al proceso de la planta PLD-3 de Campo
Boscán.
136
D
R
SE
E
R
S
HO
C
E
ER
S
O
D
VA
Figura Anexo 5. Simulación de la instalación de un intercambiador de calor adicional al proceso de la planta
PLD-3 de Campo Boscán.