Diseño de Tanques para Separación de Agua de Formación - Tesis IQ

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA QUÍMICA
CARRERA DE INGENIERÍA QUÍMICA
DISEÑO DE TANQUES, USADOS EN LA SEPARACIÓN DEL
AGUA DE FORMACIÓN PARA EL PROCESO DE REINYECCIÓN,
ESTACIÓN SECOYA
TRABAJO DE GRADO PARA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
INGENIERA QUÍMICA
AUTORA: IMELDA SULEYDY REVELO MERINO
TUTOR: ING. DIEGO EDUARDO MONTESDEOCA ESPÍN
QUITO
2015
APROBACIÓN DEL TUTOR
En calidad de Tutor del trabajo grado, titulado: “DISEÑO DE TANQUES, USADOS EN LA
SEPARACIÓN DEL AGUA DE FORMACIÓN PARA EL PROCESO DE REINYECCIÓN,
ESTACIÓN SECOYA”, me permito certificar que el mismo es original y ha sido desarrollado
por la señorita IMELDA SULEYDY REVELO MERINO, bajo mi dirección y conforme a todas
las observaciones realizadas, considero que el trabajo reúne los requisitos necesarios.
En la ciudad de Quito, a los 27 días del mes de febrero de 2015.
_____________________
Ing. Diego Montesdeoca E.
PROFESOR TUTOR
iii
AUTORIZACIÓN DE LA AUTORÍA INTELECTUAL
Yo, IMELDA SULEYDY REVELO MERINO, en calidad de autora del trabajo de grado
realizado sobre “DISEÑO DE TANQUES, USADOS EN LA SEPARACIÓN DEL AGUA DE
FORMACIÓN PARA EL PROCESO DE REINYECCIÓN, ESTACIÓN SECOYA”, por la
presente autorizo a la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR, hacer uso de todos los
contenidos que me pertenecen o de parte de lo que contiene esta obra, con fines estrictamente
académicos o de investigación.
Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente autorización,
seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los artículos 5, 6, 8, 19 y
demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su Reglamento.
Quito, 27 de febrero del 2015.
_____________________
Suleydy Revelo Merino
C.C.: 040160500-1
[email protected]
iv
DEDICATORIA
A mis padres Zoila y Manuel, de manera especial a
mi mami esto es un regalo de agradecimiento por
todos los esfuerzos que ha hecho para sacarme
adelante.
A mis abuelitos Guillermina y Telésforo†, porque
ustedes hicieron de mi la persona que no se rinde y
sigue adelante.
A mis hermanos, mis tíos y primos, por todo su
amor ya que la familia juega un papel importante
en el desarrollo personal.
A mis amigos que siempre han estado ahí, ya que
este logro es de todas las personas que influyeron
en mi vida de una u otra manera.
v
AGRADECIMIENTO
A Dios, por la vida y la fuerza necesaria para vivirla cada día superando obstáculos, y a la
Virgen de la Gruta de La Paz.
A mi madre por ser el motor que impulsa mi vida día a día, gracias a su esfuerzo por sacarme
adelante y estar a mi lado en todo momento.
A mi padre y hermanos por sus consejos y su confianza.
A mi familia, mis abuelitos que fueron mis segundos padres, mis tíos y primos por su apoyo
incondicional y su amor.
A mi tutor por su guía, su paciencia y a todos los profesores de manera especial al Ing. Carlos
Naranjo, ya que dejaron muchas buenas enseñanzas tanto en el aspecto profesional como en el
personal.
A mis compañeros, por los días compartidos en esta maravillosa facultad que nos dejó el mejor
regalo, ser unos excelentes profesionales.
A mis amigos que sin importar tiempo y distancias siempre han estado a mi lado dándome
ánimo: Faty, Marlon, Leyna, Kary, Mony, Edith y de manera especial a Andrés por su paciencia
en estos momentos y por todo ese apoyo que recibí de ti.
A mi querida Universidad Central, casona del saber donde se han formado grandes
profesionales.
vi
CONTENIDO
pág.
LISTA DE TABLAS ................................................................................................................ x
LISTA DE FIGURAS ..............................................................................................................xi
LISTA DE GRÁFICOS ..........................................................................................................xii
LISTA DE ANEXOS ............................................................................................................ xiii
SIGLAS Y ABREVIATURAS............................................................................................... xiv
INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 1
1. MARCO TEÓRICO............................................................................................................. 3
1.1. Petróleo ............................................................................................................................. 3
1.1.1. Fases de explotación. ...................................................................................................... 4
1.1.2. Agua de formación. ......................................................................................................... 5
1.2. Tanques de proceso ........................................................................................................... 9
1.2.1. Tipos de tanques.............................................................................................................. 9
1.3. Diseño de tanques ............................................................................................................ 18
1.3.1. Capacidades y condiciones actuales.............................................................................. 20
1.3.2. Normas de diseño.......................................................................................................... 20
1.3.3. Criterios importantes de diseño de tanques ................................................................... 22
vii
2. PARTE EXPERIMENTAL ................................................................................................ 26
2.1. Antecedentes ................................................................................................................... 26
2.2. Ubicación geográfica ....................................................................................................... 26
2.2.1. Condiciones meteorológicas del sitio ............................................................................ 27
2.3. Descripción del proceso actual......................................................................................... 28
2.4. Tratamiento de agua ........................................................................................................ 30
2.4.1. Tanque desnatador T-050 ............................................................................................. 30
2.4.2. Tanque pulmón T-051 ................................................................................................... 30
2.4.3. Tanque de rebose T-052. ............................................................................................... 31
2.5. Descripción del nuevo proceso ......................................................................................... 31
2.6. Criterios y procedimiento ................................................................................................ 33
2.6.1. Caudal máximo ............................................................................................................. 34
2.6.2. Temperatura de operación ............................................................................................ 34
2.7. Condiciones y datos para el diseño................................................................................... 34
3. CÁLCULOS Y DISEÑO DEL EQUIPO ............................................................................ 35
3.1.
Cálculo de los tanques .................................................................................................. 36
3.1.2. Diámetro del tanque. .................................................................................................... 37
3.2. Inclusión de internos ........................................................................................................ 39
3.3. Tiempo de residencia ....................................................................................................... 41
4. RESULTADOS Y SIMULACIÓN ..................................................................................... 45
4.1. Resultados ....................................................................................................................... 45
4.2. Simulación ...................................................................................................................... 46
5.
DISCUSIÓN ................................................................................................................... 51
6.
CONCLUSIONES........................................................................................................... 52
viii
7.
RECOMENDACIONES .................................................................................................. 54
CITAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................................... 55
BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................... 57
ANEXOS................................................................................................................................ 59
ix
LISTA DE TABLAS
pág.
Tabla 1. Tipos de tanques ........................................................................................................ 10
Tabla 2. Ubicación de la Estación Secoya................................................................................ 27
Tabla 3. Condiciones climáticas .............................................................................................. 27
Tabla 4. Propiedades fisicoquímicas del crudo, Estación Secoya ............................................. 34
Tabla 5. Condiciones actuales y de diseño ............................................................................... 34
Tabla 6. Propiedades fisicoquimicas del agua y del crudo ........................................................ 36
Tabla 7. Velocidad de asentamiento ........................................................................................ 37
Tabla 8. Diámetro de los tanques............................................................................................. 38
Tabla 9. Velocidad de ascenso de partículas de crudo .............................................................. 39
Tabla 10. Tiempo de residencia del caudal en los tanques ........................................................ 42
Tabla 11. Datos para realizar la curva de asentamiento ............................................................ 42
Tabla 12. Tiempos de residencia del caudal en los tanques ...................................................... 46
Tabla 13. Parámetros para determinar el cabezal estático ......................................................... 49
Tabla 14. Resultado de la simulación en Pipephase 9.1............................................................ 50
Tabla 15. Volumen de agua y crudo ........................................................................................ 50
x
LISTA DE FIGURAS
pág.
Figura 1. Yacimiento petrolífero ............................................................................................... 4
Figura 2. Tanques cilíndricos de techo cónico fijo soportado ................................................... 10
Figura 3. Tanques cilíndricos con techo auto-soportado ........................................................... 11
Figura 4. Tanques cilíndricos con tapa cóncava ....................................................................... 12
Figura 5. Tanque cilíndrico con techo flotante ......................................................................... 13
Figura 6. Tanques cilíndricos con techo flotante vista interna y externa ................................... 13
Figura 7. Tanque cilíndrico con membrana flotante ................................................................. 14
Figura 8. Tanque de techo esférico .......................................................................................... 15
Figura 9. Tanque de techo flexible .......................................................................................... 15
Figura 10. Tanque soldado ...................................................................................................... 16
Figura 11. Tanque empernado ................................................................................................. 17
Figura 12. Tanques remachados con techo cónico ................................................................... 18
Figura 13. Mapa geográfico de la Estación Secoya. ................................................................. 27
Figura 14. Esquema de internos tanque desnatador .................................................................. 40
Figura 15. Detalle de internos del tanque desnatador ............................................................... 40
Figura 16. Diferentes perfiles del tanque desnatador ................................................................ 41
Figura 17. Interconexión entre los tanques de diseño ............................................................... 47
Figura 18. Resultados de simulación del proceso del presente trabajo ...................................... 48
xi
LISTA DE GRÁFICOS
pág.
Gráfico 1. Curva de asentamiento de partículas sólidas en el agua de formación ...................... 44
xii
LISTA DE ANEXOS
pág.
Anexo A. Composición del crudo de la Estación Secoya ........................................................ 60
Anexo B. Propiedades fisicoquímicas del crudo de la Estación Secoya .................................... 61
Anexo C. Diagrama de flujo del proceso ................................................................................. 62
Anexo D. Pronóstico de agua y petróleo para la Estación Secoya............................................. 63
Anexo E. Tabla que relaciona el diámetro con la altura y la capacidad de un tanque ................ 64
Anexo F. Decreto ejecutivo 1215, artículo 29, literal C. ........................................................... 65
Anexo G. Balance de masa...................................................................................................... 67
Anexo H. Diagrama de tubería e instrumentación .................................................................... 68
Anexo I. Simbología para P&ID 1........................................................................................... 69
Anexo J. Simbología para P&ID 2 .......................................................................................... 70
xiii
SIGLAS Y ABREVIATURAS
API: American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo)
ASME: American Society of Mechanical Engineers (Sociedad Americana de Ingenieros
Mecánicos)
ASTM: American Society for Testing and Materials (Sociedad Americana para Pruebas y
Materiales)
BOPD: Barriles de crudo por día.
BPD: Barriles por día.
BWPD: Barriles de agua por día.
Bls: Barriles
xiv
DISEÑO DE TANQUES, USADOS EN LA SEPARACIÓN DEL AGUA DE
FORMACIÓN PARA EL PROCESO DE REINYECCIÓN, ESTACIÓN SECOYA
RESUMEN
Diseño de tres tanques: desnatador, pulmón y de rebose, usados en el proceso de separación
crudo-agua de formación y para el almacenamiento de crudo; los cuales forman parte de la nueva
planta de tratamiento de agua en la Estación Secoya, Campo Libertador.
Para ello, se toma como modelo de cálculo al del tanque desnatador y se consideran como
parámetros operacionales: caudal máximo proyectado en diez años, °API y viscosidad. Se calcula
la velocidad de ascenso de las partículas del crudo a la superficie para determinar el tiempo de
residencia del agua de formación en los tanques de separación, hasta lograr la especificación
requerida para su uso en los procesos posteriores. Es necesario que el flujo que ingresa a los dos
primeros tanques, sea laminar.
Se concluye que con los volúmenes obtenidos para los tanques: 6.250, 5.100 y 500 bls
respectivamente; se proyecta obtener agua de formación con concentraciones menores de 15 ppm
de hidrocarburo, que se utilizará en procesos de inyección y reinyección de pozos según se
requiera en la Estación Secoya.
PALABRAS CLAVES: / TANQUES / SEPARACIÓN / DISEÑO / AGUA DE FORMACIÓN
/ PETRÓLEO CRUDO / ESTACIÓN SECOYA /
DESIGN OF TANKS USED IN THE SEPARATION OF WATER FORMATION FOR
REINJECTION PROCESS AT “ESTACION SECOYA”
ABSTRACT
Desing of three tanks: skimmer, lung and overflow, used in the process of oil-water formation
and storage of oil separation; which form part of the new water treatment plant in the Estacin
Secoya, Campo Libertador.
For this purpose, the skimmer tank is taken as a model for calculating and the following
operational parameters are considered: maximum flow projected in ten years, ºAPI, and
viscosity. The rate of rise of oil particles to the surface is calculated to determine the residence
time of formation water in the tanks of separation to achieve the required for use in downstream
processing specification. It is necessary that the flow entering the first two tanks be laminar.
It is concluded that the figures obtained for tanks: 6.250, 5.100 and 500 Bls respectively; be
projected to obtain water formation at concentrations under 15 ppm of hydrocarbon to be used
in processes of injection and reinjection wells as required in the Estacion Secoya.
KEYWORDS: / TANKS / SEPARATION / DESING / FORMATION WATER /
CRUDE OIL / ESTACION SECOYA /
xvi
INTRODUCCIÓN
La industria del petróleo es una industria clave en todo el sector productivo ya que de ella
dependen múltiples cadenas de producción de bienes de consumo y producción de energía,
además de ser fuente de infinidad de empleos. Debido a su impacto en el sector industrial es
muy deseable que los procesos de producción de crudo y gas tengan niveles altos de eficiencia.
El agua de producción está definida como el fluido asociado a la producción de hidrocarburos
en general, la misma que debe ser separada y tratada antes de su disposición final que puede ser
a un pozo de inyección o reinyección. Se necesita tratamiento debido a que puede acelerar el
daño de los equipos por la presencia de sólidos en el agua, ya sea en solución o en suspensión,
que al no recibir el tratamiento adecuado se van acumulando en las tuberías de conducción,
afectando su vida operable. En el caso de disponer en un pozo inyector, el agua debe tener
parámetros adecuados para que no haya un taponamiento en las arenas o un rompimiento de las
estructuras internas del pozo.
Las corrientes de fluido proveniente de los pozos están constituidas por mezclas de crudo, gas
natural, agua salada y arenas. Estas fases son separadas en las facilidades de superficie, por
medio de una secuencia de equipos donde se realiza la separación por medios mecánicos y
químicos hasta obtener los fluidos bajo las especificaciones requeridas para su comercialización
y distribución final.
El agua de formación es uno de los tres fluidos presentes en el reservorio. Esta agua siempre es
producida junto con el petróleo y el gas. Este fluido es muy tóxico debido a su alto contenido de
sodio. El agua de mar tiene una concentración de 35.000 ppm de sodio; sin embrago, el agua
producida de los reservorios de hidrocarburos tiene una concentración de sodio entre 150.000 y
180.000 ppm. Además, esta agua de formación contiene metales pesados, sales tóxicas y
pequeñas gotas de hidrocarburo.
En el presente trabajo se dimensionan los tanques que forman parte de la nueva Planta de
tratamiento de agua. Esta agua de formación posteriormente tendrá como disposición final la
inyección en pozos reinyectores o en pozos inyectores. Actualmente existe un sistema de
1
tratamiento de agua que consta de un tanque de lavado, donde se separa el agua de formación
del crudo; pero debido al incremento de flujo que se proyecta en base a estudios, se va a
incorporar la nueva Planta de tratamiento de agua para manejar los volúmenes máximos, en la
que se necesitan tres tanques para el adecuado manejo y tratamiento del agua y del petróleo.
Para la reinyección del agua de formación son reacondicionados aquellos pozos que dejaron de
ser económicamente productivos o que fueron abandonados por sufrir algún colapso cerca de
los reservorios.
Actualmente, en el sector de El Libertador, la Estación Secoya tiene una producción de agua de
formación de 19.500 BWPD (año 2013), y se requiere incrementar su capacidad de manejo y
tratamiento de agua hasta 50.000 BWPD, volumen proyectado según estudios realizados en el
año 2011. En los pozos productores de petróleo con el paso del tiempo va disminuyendo la
cantidad de crudo y aumentando la cantidad de agua de formación. Esto varía de acuerdo a cada
yacimiento, pero se realiza un análisis tomando en cuenta el pronóstico de petróleo y agua, que
son referentes para establecer las estrategias de tratamiento. En caso de no ser rentable, se hace
un estudio para aplicar el método de inyección en pozos como una manera de recuperar el
crudo.
Cuando la producción de un yacimiento petrolero disminuye, el pozo entra en una etapa donde
necesita energía adicional; la que es suministrada por inyección de agua que ayuda a mantener
la presión dentro del pozo y mejora su producción. Este proceso se lo aplica hasta que no es
económicamente rentable (pequeña extracción de crudo y un elevado costo de operación).
En este caso según el pronóstico, se determina que a pesar del incremento de agua, el volumen
de crudo, lo es en una cantidad rentable como para construir la planta de tratamiento de agua
que tiene como componentes principales los tres tanques que se diseñan en el presente trabajo.
2
1. MARCO TEÓRICO
1.1. Petróleo
La actual civilización es el resultado de muchos descubrimientos. Hace miles y miles de años,
los hombres aseguraban su subsistencia mediante la energía muscular. Con el tiempo, y para
sortear los peligros que les tendía la naturaleza, fueron construyendo instrumentos que
aumentaban su poder, como: lanzas, mazos, hachas. Más tarde advirtieron que podían
aprovechar en su beneficio la fuerza de los animales, como: bueyes, caballos, asnos. Un día,
alguien inventó la rueda; y, en otro lugar del planeta, alguien descubrió la fuerza del agua, qu e
se empezó a usar como fuente de energía. Hace cuatro mil años, los chinos utilizaban la fuerza
del viento para navegar.
El petróleo es un líquido natural, inflamable y de color, generalmente negro. Etimológicamente
la palabra petróleo viene del latín petroleum, y ésta de petra (piedra) y óleum (aceite). Su olor es
parecido al de la gasolina, querosén o brea. El petróleo está formado por una mezcla de
hidrocarburos. Un hidrocarburo se compone de hidrógeno y carbono.
El petróleo se halla en yacimientos subterráneos, en diferentes regiones, distribuidas por todo el
planeta, conocidas con el nombre de cuencas sedimentarias. Las cuencas sedimentarias están
formadas por capas o estratos dispuestos uno sobre otro, desde el más antiguo al más reciente.
Es muy apreciado como fuente de energía: la gasolina, por ejemplo, se obtiene de la destilación
del petróleo. También se lo utiliza con fines industriales. El petróleo sirve de materia prima de:
equipos, telas, jabones, medicinas, pinturas, cosméticos, plásticos y muchas otras cosas que se
emplean en la vida diaria.
El petróleo se encuentra en los yacimientos junto con gas y agua de formación como podemos
observar en la figura 1.
3
Figura 1. Yacimiento petrolífero
Fuente: Universidad Abierta y a Distancia. Lección 15. Composición y características del
petróleo. Yacimientos y extracción. Consulta realizada en noviembre de 2014. Disponible en:
www.google.com/search?q=yacimiento+petrolifero
1.1.1. Fases de explotación. La localización y perforación de un yacimiento petrolero se lleva
a cabo en dos fases. La primera consiste en el estudio detallado de los mapas geológicos de la
zona donde se presume puede haber un yacimiento. Estos mapas proporcionan información
sobre la estructura del subsuelo; esto es, sobre si se dieron o no las condiciones necesarias para
la formación del petróleo. Si esta primera información arroja un resultado favorable, se inicia la
segunda fase, que es la prospección geofísica del terreno, con el objeto de determinar, con la
mayor precisión posible, la existencia de una trampa. En estos trabajos se utilizan aparatos muy
sensibles, de moderna tecnología.
Sin embargo, a pesar de la utilización de todas las técnicas, la existencia de yacimientos
hidrocarburíferos se asegura únicamente con la perforación de los pozos.
Cuando se ha localizado un posible yacimiento, comienza la perforación del terreno. Con este
fin se utilizan tubos que, unidos unos con otros, pueden alcanzar grandes profundidades de hasta
once mil pies, o tres kilómetros es el caso de la Región Amazónica. En el extremo de esos tubos
se sitúa una broca provista de dientes muy duros, cuya dureza varía según el tipo de roca que
haya que perforarse.
4
Perforar, en síntesis, es hacer un orificio en la tierra hasta llegar a la trampa petrolífera. Se llama
“pozo” al orificio excavado.
1.1.2. Agua de formación. También llamada como agua de producción, se encuentra en los
yacimientos petroleros, ya sea emulsionada con el crudo o no. Por debajo de cierta profundidad,
todas las rocas porosas están llenas de algún fluido que generalmente es agua, en estas rocas
porosas es donde se asientan los hidrocarburos después de su formación y posterior
desplazamiento. Esta agua ocupa los espacios entre los sedimentos que quedaron sobre los
fondos de océanos y lagos antiguos. Tal agua encerrada llamada comúnmente agua de
formación, se encuentra generalmente con el petróleo en muchos yacimientos productivos. Esta
agua ha disuelto materias minerales adicionales, ha dejado algunas en las rocas, o ha sido
diluida durante los largos periodos del tiempo geológico que ha estado en las rocas. Lo anterior
se debe a que el agua que está en la formación se halla a la presión y temperatura de la misma, y
al ser el agua un disolvente universal, con el tiempo que ha permanecido en esas condiciones,
disuelve las sales y mantiene los diferentes iones que la conforman en un equilibrio químico.
La producción imprevista de agua, reduce significativamente el valor de un activo
hidrocarburífero; además acelera el daño de los equipos. Pero la captura de una cierta parte de
agua de formación también es de utilidad, ya que las propiedades del agua contienen
información que puede ser utilizada para incidir en la rentabilidad de los campos de petróleo.
Las propiedades del agua de formación varían entre un yacimiento y otro, y dentro de un mismo
yacimiento. La composición del agua depende de una serie de parámetros que incluyen el
ambiente depositacional, la mineralogía de la formación, su historia de presión y temperatura, el
influjo o la migración de los fluidos. En consecuencia, las propiedades del agua pueden variar a
lo largo del tiempo con la interacción entre el agua y la roca, y con la producción y el reemplazo
de los fluidos del yacimiento por agua de otras formaciones, agua inyectada u otros fluidos
inyectados.
Cuando se inicia la explotación del petróleo por medio de pozos productores, el agua de
formación empieza a salir junto con el petróleo hacia la superficie, cambiando sus condiciones
de presión y temperatura. Al ser la presión y la temperatura cada vez menor, esta agua que se
hallaba en condiciones de yacimiento se convierte en sobresaturada a lo largo de la tubería de
producción y en la superficie. Además, dichas condiciones de presión y temperatura, y los
choques con las paredes de la tubería en la extracción, actúan como un emulsificante entre el
agua de formación y el petróleo.
5
1.1.2.1. Disposición final. Actualmente se presta mayor atención a los problemas ambientales,
debido al daño en el ecosistema que se ha causado anteriormente con la disposición final del
agua de formación, se han incrementado normativas que regulan el manejo del agua de
formación.
Históricamente se ha promediado seis veces la producción de petróleo durante la vida de los
pozos petroleros, por lo que diariamente deben manejarse millones de barriles de agua que
contienen considerables cantidades de sales disueltas, sólidos suspendidos, metales e
hidrocarburos que descargados al ambiente pueden ocasionar daños al ecosistema.
Con el propósito de llevar a cabo la especificación exigida por el Decreto ejecutivo 1215
referido al “Reglamento ambiental para las operaciones hidrocarburíferas en el Ecuador”, donde
especifica el adecuado manejo y tratamiento de descargas líquidas, la disposición final del agua
de formación puede ser como inyección en pozos no productivos y reinyección para
mantenimiento de presión como recuperación secundaria.
Existen diferentes técnicas que se utilizan como disposición final del agua de formación, a
continuación una breve descripción de cada una de ellas:
 Descarga sin control a la superficie. En este caso, el agua de formación fue simplemente
descargada al suelo. El contenido de petróleo no fue medido o controlado y los efectos no
fueron considerados. Esta costumbre llevó a la contaminación de las capas freáticas
superficiales, del agua potable y a la acumulación de grandes cantidades de sal en el suelo,
tornándolo inutilizable.
 Descarga sin control en agua dulce. La descarga de agua de formación en arroyos, ríos y
lagos ha conducido a la destrucción de estos cuerpos de agua, a la destrucción de peces y
especies, a la matanza de otras especies acuáticas, y a paisajes deplorables. La
contaminación de estas corrientes también ha llevado a la polución de las aguas freáticas y
de otras fuentes de agua potable.
 Descarga controlada en la superficie. Es practicada en algunas zonas, principalmente en
los estados septentrionales de Estados Unidos de América. El agua de formación es usada
para rociar los caminos en el invierno y su contenido salino aprovechado para derretir el
hielo y la nieve a temperaturas cercanas al punto de congelamiento. La descarga en la
6
superficie también se practica en algunas zonas áridas del mundo en donde el agua es
rociada sobre los caminos para controlar el polvo.
 Descarga controlada en aguas superficiales. Se practica en algunas zonas, por ejemplo, en
Wyoming. Se ejerce el control sobre la cantidad de sales disueltas totales (en Wyoming el
límite es de 5000 ppm), en el uso del agua – por ejemplo, alimento para ganado – y en su
concentración en las zonas de la descarga relacionándola con la población y con el uso del
agua en la zona.
 Evaporación. En las zonas áridas donde las tasas de evaporación zona altas, el agua de
formación se coloca en fosas y se deja para que se evapore. El agua se purifica por la
evaporación pero las sales y sólidos disueltos permanecen en la fosa de evaporación.
Eventualmente, se deberá disponer de estos sólidos en forma segura.
 Descarga sin control en ambientes marinos costeros. La descarga sin control en
ambientes marinos costeros ha sido común debido a la ubicación de muchos campos
estuarinos de petróleo. Esto ha llevado a la concentración de metales y aceites pesados en
la vida marina y a la contaminación costera.
 Descarga controlada en ambientes marinos costeros. Comprenden principalmente un
control del contenido del petróleo y del punto de descarga. Los objeticos principales son
evitar las aguas muertas o estancadas y las zonas pesqueras.
 Descarga en aguas profundas. Las descargas desde las plataformas han sido comunes. Los
controles en donde se han aplicado, han sido dirigidos principalmente al contenido de
petróleo.
 Inyección en pozos no productivos. Se ha practicado la inyección de agua por el espacio
anular de pozos productivos en varios campos. Esencialmente, es lo mismo que la
inyección en pozo poco profundo o somero pues el fluido se dirige a la primera zona
permeable debajo de la primera tubería de revestimiento. Además, los controles de la
cementación de la primera tubería de revestimiento no se adecuan a la disposición de las
aguas, y la tubería de revestimiento se perforó hace algún tiempo y bien podría estar
desgastada hasta el punto de falla.
7
 Inyección en pozo poco profundo. La inyección en pozos poco profundos es popular en
algunas zonas. El riesgo de contaminación de las capas freáticas poco profundas y del agua
potable subterránea aumenta obviamente a medida que disminuye la profundidad de
inyección.
 Reinyección para mantenimiento de presión, recuperación secundaria. Los fluidos son
reinyectados para apoyar la recuperación adicional de petróleo del campo.
La recuperación de hidrocarburos de cualquier yacimiento dado, en la mayoría de los
casos, puede ser mejorada al inyectar agua en el yacimiento. En estos casos, especialmente
en las zonas donde no es fácil conseguir agua dulce o ésta es costosa, el agua de formación
tiene un valor comercial apreciable. La reinyección generalmente también tiene menor
impacto ambiental.
Antes de comenzar a inyectar, el yacimiento debe ser estudiado detalladamente para
asegurar de que es apto para el plan y el método específico de recuperación asistida que se
propone. No todos los yacimientos pueden recibir inyección de agua y este factor debe
reconocerse de inmediato: si se inyecta a yacimientos no aptos o incompatibles puede
causar el abandono prematuro del pozo y una pérdida económica importante.
Los datos para el estudio completo de yacimiento deberán obtenerse a partir de los pozos
productivos existentes y deberán incluir:
- Propiedades de las rocas. Propiedades como: porosidad, permeabilidad, capilaridad,
humectabilidad, heterogeneidad del yacimiento, saturaciones iniciales, efectos de
permeabilidad direccional.
- Propiedades del fluido. Propiedades como: viscosidad, miscibilidad, movilidad,
compatibilidad, saturaciones irreducibles.
El estudio del yacimiento deberá ser llevado a cabo por un grupo competente de ingeniería,
y deberá considerar: mecanismos de desplazamiento, movimiento frontal, movimiento del
contacto petróleo-agua, rendimiento de barrido, efectos sobre las capas gasíferas, si las
hubiera.
8
El estudio deberá considerar: el mantenimiento de la presión versus la inyección del agua,
diferentes esquemas de inyección, efectos de distintas velocidades de inyección,
variaciones de inyectividad y de conductividad.
Finalmente, el estudio deberá producir una serie de pronósticos de producción de petróleo,
gas y agua para diferentes situaciones de inyección. Se deberá incluir en estos pronósticos
una medida de la recuperación total del yacimiento. Existen varios procedimientos para
realizar estos cálculos, los cuales varían en cuanto a disponibilidad, complejidad y costo.
La decisión de inyectar se basará en el factor económico, el cual deberá considerar la
operación de producción que se obtendría sin la reinyección, e incluyendo el costo de un
plan alternativo para la eliminación del agua de formación, las diferentes alternativas
propuestas por los estudios del yacimiento, y todos los costos de capital de operación.
1.2. Tanques de proceso
“Se considera como tanques de proceso a los tanques donde ocurre un cambio químico o físico
para obtener un producto con características diferentes a las del fluido que ingresa a dicho
tanque, tomando en cuenta la presión interna, presión externa, temperatura, caudal, composición
del fluido alturas donde se colocan las entradas y salidas.” [1]
1.2.1. Tipos de tanques. Los tanques forman parte de distintas operaciones en la industria
tales como: tratamiento, producción, transporte, refinación, distribución, inventarios, reservas o
servicios.
La clasificación que se puede observar a continuación es generalizada a todos los servicios de
almacenamiento que prestan los diferentes modelos de tanques, de acuerdo a sus presiones de
operación y producto que almacenan, pero si queremos generalizar podremos decir que tenemos
tres tipos de tanques, que son tanques de techo fijo (cualquiera que sea su forma) tanques de
techo flotante (cualquiera que sea su sistema de flotación) y esferas o tanques esféricos
(almacenamiento de gas).
9
Tabla 1. Tipos de tanques
TANQUE
SUBDIVISIÓN
1.
Cilíndricos con techo cónico fijo
2.
Cilíndricos con tapa cóncava
3.
Cilíndricos con techo flotante
4.
Cilíndricos con membrana flotante
5.
Tanques de techo cónico radial y esférico
6.
Tanques de techo flexible
7.
Tanques soldados
8.
Tanques atornillados o empernados
9.
Tanques remachados con techo cónico
1.2.1.1.
1.1.
Soportados
1.2.
Auto soportados
Tanques cilíndricos de techo cónico fijo
 Tanques cilíndricos de techo cónico fijo soportados. “Se utilizan para almacenar petróleo
crudo y productos con baja presión de vapor, es decir que almacenan productos que no
emitan vapores a temperatura ambiente.
En estos tanques el techo tiene una pendiente mínima del seis por ciento (6%), es decir la
pendiente del techo debe ser de ¾” en 1pie, o mayor si así se especifica por el cliente y
puede estar soportado o auto soportado como se observa en la figura 2”. [2]
Figura 2. Tanques cilíndricos de techo cónico fijo soportado
10
 Tanques cilíndricos con techo auto-soportado. “Son tanques de almacenamiento de forma
cilíndrica con techo cónico fijo con la característica de que el techo cónico está construido
sobre un sistema de vigas y columnas que soportan el peso y diseño cónico del techo, la
siguiente fotografía muestra este sistema de vigas en el interior del tanque demostrando que
todo el peso es absorbido este sistema de vigas como se observa en la figura 3”. [3]
Figura 3. Tanques cilíndricos con techo auto-soportado
1.2.1.2. Tanques cilíndricos con tapa cóncava. “Son tanques de almacenamiento de forma
cilíndrica cuya tapa adquiere una forma cóncava como se observa en la figura 4 que sirve para
almacenar productos con alta presión de vapor, aptos para almacenar GLP, gasolinas, entre
otros”. [4]
11
Figura 4. Tanques cilíndricos con tapa cóncava
1.2.1.3. Tanques cilíndricos con techo flotante. “Similares en construcción a los tanques de
techo fijo como se observa en la figura 5, con la diferencia que el techo es soportado por el
propio fluido almacenado, el techo flotante puede ser interno como se observa en la figura 6
(existe un techo fijo colocado en el tanque) o externo (se encuentra a cielo abierto) consta de
una membrana ubicada sobre el producto a manera de espejo eliminando de esta manera el
espacio libre que se generaba entre el fluido almacenado y la cubierta del tanque, esto provoca
que la presión del tanque sea similar a la presión atmosférica, permitiendo de esta manera
almacenar petróleos livianos y pesados así como también derivados más volátiles como
gasolina, diesel, etc. En cualquier caso entre la membrana y la envolvente del tanque (cuerpo)
debe existir un sello evitando así perdida del volumen por evaporación”. [5]
12
Figura 5. Tanque cilíndrico con techo flotante
Figura 6. Tanques cilíndricos con techo flotante vista interna y externa
13
1.2.1.4. Tanques cilíndricos con membrana flotante. “Son aquellos tanques que como
alternativa a los pontones pueden utilizar membranas de contacto total evitando así el espacio
vapor que queda entre el líquido y el techo flotante con pontones, pueden ser de aluminio o de
polímeros patentados, en los que se coloca una membrana flotante o sabana en el interior del
tanque ver la figura 7 con el propósito de que esta membrana flote sobre el producto
almacenado, con el fin de disminuir la formación de gases y la evaporación del producto
almacenado”. [6]
Figura 7. Tanque cilíndrico con membrana flotante
1.2.1.5. Tanques de techos cónicos radiales y esféricos. “Este tipo de tanques no son muy
utilizados para el almacenamiento de petróleo crudo, más bien se utilizan para almacenar
productos volátiles con altas presiones de vapor como el GLP ver figura 8. Si se dispusiera a
almacenar gas licuado de petróleo a presión atmosférica, se requerirían tanques que mantuvieran
una temperatura de -42 º C, con toda la complejidad que ello implica, por esto se utilizan
recipientes de forma cilíndrica que trabajan a una presión interior de 15 Kg. /cm. 2 Aprox. Y a
temperatura ambiente”. [7]
Estos recipientes se diseñan de acuerdo a normas API, que consideran el diseño del recipiente a
presión como lo hace el código ASME sección VIII.
14
Figura 8. Tanque de techo esférico
1.2.1.6. Tanques de techo flexible. Diseñados para reducir las pérdidas de vapor que resultan
por los cambios de temperatura. Este tanque está equipado con techo de lámina de acero flexible
capaz de expandirse o contraerse, según la presión del tanque, esto permite que se reduzca al
mínimo los efectos de la evaporación del fluido.
“Los techos flexibles están equipados con válvulas de control que se abren únicamente cuando
el techo se levanta a una altura prefijada, los tanques de este tipo son especialmente útiles
cuando el producto se va a almacenar por mucho tiempo, como se observa en la figura 9”. [8]
Figura 9. Tanque de techo flexible
15
1.2.1.7. Tanques soldados. “Almacenan volúmenes desde los 65000 Bls .hasta los 350000 Bls.,
son construidos con áminas de acero soldadas entre sí eléctricamente, en sitio, es decir, en la
localidad elegida para su fabricación como se observa en la figura 10”. [9]
Tanques con menor capacidad de almacenamiento hasta los 250 Bls. Son armados en plantas de
fabricación y luego transportados al sito donde serán ubicados.
Este tipo de junta evita, escurrimientos, y son los más utilizados en el país.
Figura 10. Tanque soldado
16
1.2.1.8. Tanques atornillados o empernados. “Su capacidad de almacenamiento varía de 30 a
10000 Bls. Son de fácil ubicación y permiten su reubicación ver figura 11, por lo que se utilizan
en instalaciones provisionales de emergencia”. [10]
Figura 11. Tanque empernado
1.2.1.9. Tanques remachados con techo cónico. “Son tanques de acero muy grandes que se
utilizan para el almacenamiento de petróleo en las concesiones y patios de tanques, usualmente
están construidos con placas de acero montadas en el campo como se observa en la figura 12.
Los anillos horizontales están remachados unos con otros es decir uno arriba del otro, las placas
de techo y fondo también son remachadas.
Su capacidad de almacenamiento varía de 240 a 134000 Bls. Siguiendo las normas API”. [11]
Los techos cónicos bajos usados en estos tanques tienen un declive de 19 milímetros en cada 30
centímetros y están soportados por columnas de acero estructural.
Este tipo de tanques en el país solo se los encuentra en las instalaciones antiguas.
17
Figura 12. Tanques remachados con techo cónico
1.3. Diseño de tanques
“Durante el nacimiento de la industria petrolera, se presenta una primera etapa en la que el
crudo extraído de los yacimientos era almacenado en depósitos tipo piscina, que presentaron
problemas como: evaporación de productos livianos, contaminación del crudo por agua y
elementos sólidos, y los eminentes peligros de incendios.” [12]
Esto llevó a una segunda etapa, donde se usó la madera como elemento base para la
construcción de recipientes almacenadores. La construcción de este tipo de tanques no presentó
problemas mayores por la facilidad de manipulación de este elemento con herramientas simples.
Pero la madera no daba una hermeticidad total al tanque y se producía fugas por las uniones de
las placas de madera, así como la evaporación de productos más volátiles y esto a su vez
generaba la posibilidad de incendios.
“Mientras la industria petrolera buscaba la solución a estos problemas en el almacenamiento,
paralelamente la industria metalúrgica comenzó sus pasos con la industrialización del acero
creando las láminas de este material en diferentes formas y tamaños, naciendo así una tercera
etapa, que controló la construcción de tanques de almacenamiento para la Industria del petróleo,
estas láminas fueron utilizadas para la construcción de tanques de almacenamiento de petróleo.”
[13]
18
“El diseño de procesos establece la secuencia de operaciones químicas y físicas, las condiciones
de operación, las principales especificaciones y los materiales de construcción de todos los
equipos de proceso, la disposición general de los equipos necesarios para garantizar el buen
funcionamiento de la planta.” [14]
El diseño de equipos se resume en un diagrama de flujo de procesos, materiales y balance de
masa y energía; y un conjunto de especificaciones de los equipos individuales. Diversos grados
de rigurosidad de un diseño de proceso puede ser requerido para diferentes propósitos. Algunas
veces, sólo un diseño preliminar y estimación de costos son necesarios para evaluar la
conveniencia de nuevas investigaciones sobre un nuevo proceso o una ampliación de la planta
propuesta, o un diseño preliminar puede ser necesario para establecer la financiación
aproximada para un diseño completo y la construcción.
Para un proyecto de diseño se requiere tomar en cuenta la ingeniería de concepto,básica y de
detalle.
La ingeniería conceptual sirve para identificar la viabilidad técnica y económica del proyecto y
marcará la pauta parala ingenierpia básica y de detalle. Se basa en un estudio previo de
viabilidad y en la deficinición de los requerimientos del proyecto. Comprende el conjunto de
documentos de ingeniería que delimita un alcance global y conceptual del proyecto incluido el
tipo de tecnología y especificación de equipos a usar.
La ingeniería conceptual no suele realizarse de forma rigurosa dentro de las instituciones, esta
es una falencia pues de su fortaleza dependerá la generación de unos buenos términos de
referencia para la contratación de proveedores que realicen la construcción, de preferencia la
ingeniería conceptual debe realizarse sin enfocarse a un proveedor específico sino a la solución
que se busca dar con el proyecto, en la discusión de si debe realizarse este documento al interior
de la entidad contratante o mediante una consultora.
La ingeniería básica es el conjunto de documentos de ingeniería con deficniciones y cálculos de
los procesos principales, seguridad, medio ambiente, estudio de riegos, implantación y
especificaciones definitivas para compra de equipos mayores, estos ultimos son aquellos que
por su espeficidad, complejidad en la cofiguración, por ser hechos a medida requieren un tiempo
considerable para llegar al lugar de la instalación.
19
La ingeniería de detalle es el conjunto de documentación generada a partir de la ingenieria
básica que incluye todos los detalles constructivos por disciplina y que deberán estar aprobados
para construcción.
1.3.1. Capacidades y condiciones actuales. Comprende establecer las condiciones actuales
del sistema:
 “Relevar el esquema del proceso, la distribución de los equipos y tuberías, balances de
materiales y energía y otros parámetros principales del proceso.” [15]
 Definir condiciones normales y límites (máximo y mínimo) de: caudal, nivel y temperatura
del sistema.
 Características
(análisis)
del
fluido,
propiedades
fisicoquímicas,
tendencia
incrustante/corrosiva, granulometría, etc.
1.3.2. Normas de diseño. El diseño de los tanques (atmosféricos de fondo plano, cuerpo
cilíndrico, abierto o con techo tipo cónico, domo o sombrilla) en su conjunto o cualquiera de sus
partes, debe cumplir con varias de las siguientes normas; siendo las más importantes:
 API 12F: “Shop Welded Tanks for Storage of Production”. Esta especificación cubre lo
que es material, diseño, fabricación y pruebas requeridas para su fabricación, vertical,
cilíndrico, sobre suelo, dosificación en la parte superior, soldadura, almacenamiento, tanques
en varios estándares, tamaños y capacidades para soportar presiones internas aproximadas a
la presión atmosférica.
Esta especificación está diseñada para proporcionar a la industria de producción de petróleo
tanques con adecuada seguridad y economía razonable para su uso en el almacenamiento de
petróleo y otros líquidos comúnmente manejados y almacenados por la producción de la
industria.
Esta especificación es para la comodidad de los compradores y fabricantes de tanques.
20
 API 650: “Welded Steel tanks for Oil Storage”. Este estándar cubre requerimientos para
materiales, diseño, fabricación, montaje y pruebas de tanques soldados verticales cilíndricos,
no enterrados con extremo superior abierto o cerrado en varios tamaños y capacidades para
presiones internas aproximadas a la atmosférica, pero se permiten presiones internas más
altas cuando se cumplen requerimientos adicionales. Este estándar aplica para tanques en los
cuales la totalidad del fondo del tanque está soportado uniformemente y para tanques en
servicio no refrigerado que tienen una temperatura máxima de diseño de 90 °C (200 °F) o
menos.
 API RP 651: “Cathodic Protection of Aboveground Petroleum Storage Tanks”.
El
propósito de esta recomendación es el de presentar procedimientos y prácticas para lograr el
eficaz control de la corrosión sobre la superficie en el fondo de los tanques de
almacenamiento a través del uso de protección catódica, donde se aplica en instalaciones
actuales y nuevas usando métodos basados en el control químico del medio ambiente o el
uso de revestimiento protector que, lo no se cubre en detalle.
 API 652: “Lining of Aboveground Petroleum Storage Tank Bottoms”. Esta práctica es
recomendada presenta procedimientos y prácticas para lograr un eficaz control de corrosión
en los tanques de almacenamiento usando revestimientos inferiores, contiene disposiciones
para la aplicación de revestimientos inferiores a tanques existentes o tanques nuevos. En
muchos casos usar revestimiento en la parte inferior de los tanques es un método eficaz para
prevenir la corrosión interna en el fondo de los tanques de acero.
La intención de esta práctica recomendada es proporcionar información y una guía específica
sobre los tanques de almacenamiento de hidrocarburo con relación a su vida útil, capacidad
de almacenamiento, entre otros factores.
También puede ser recomendada en tanques para otros servicios.
Los detalles de los fondos de los tanques no son especificados en esta recomendación ya que
cada situación tiene un ambiente diferente de desarrollo.
 API 2000: “Venting Atmospheric and Low Pressure Storage Tanks”. Esta recomendación
cubre la ventilación normal y de emergencia que requieren las instalaciones de superficie
para tanques de almacenamiento de petróleo o productos de petróleo y almacenamiento
subterráneo refrigerado. Recomendad para operaciones desde vacío hasta 15 lb/in2.
21
En esta práctica se discute sobre las causas de sobrepresión o vacío, ya que determinan los
requisitos de dispositivos de ventilación y pruebas de alivio en los dispositivos.
 API 2555: “Method for Liquid Calibration of Tanks”. Esta norma describe el
procedimiento para calibrar tanques, o partes de los tanques, de mayor tamaño que un barril
o tambor al introducir o retirar cantidades medidas de líquido.
Las normas API son establecidas para tratar problemas de naturaleza general, son revisadas,
modificadas, reafirmadas o eliminadas al menos cada 5 años.
Los estándares API son publicados para facilitar una amplia aplicación de buenas prácticas
comprobadas de ingeniería y operación.
1.3.3. Criterios importantes de diseño de tanques. Para el diseño, se consideran las siguientes
condiciones específicas según expertos y bibliografía revisada:
 Las características y dimensiones del tanque, condiciones de diseño, capacidad, materiales y
características de fluidos serán indicadas en las Hojas de Datos.
Todos los tanques llevarán una placa de identificación de acero inoxidable 1/16” de espesor
localizada en un lugar visible, grabada bajo relieve con toda la información y los
requerimientos de la Sección 8 del API 650 (o equivalente).
 Para el cálculo de espesores de la sección cilíndrica del tanque será utilizada la densidad del
fluido almacenado, y por factor de seguridad el tanque lleno de agua a temperatura ambiente.
 La tolerancia por corrosión debe sumarse al espesor calculado o al espesor mínimo requerido
por el API 650 (o equivalente) de la sección cilíndrica, fondo, techo del tanque y boquillas.
Para las superficies de estructura interna e internos removibles, adicionar la mitad del
espesor por corrosión especificado. Para las mamparas interiores se debe agregar la corrosión
especificada en ambos lados.
 “Los tanques deberán diseñarse con su protección catódica correspondiente. En todos los
casos se utilizarán ánodos de sacrificio. Se requerirá de la memoria de cálculo y la ingeniería
22
correspondiente para aprobación previa instalación de los mismos. Como parámetros de
diseño, se tomará una vida útil de 10 años y en todos los casos el nivel de agua se tomará
como el correspondiente a la capacidad total del tanque. En estos casos, se considerará
siempre revestimiento interno.” [16]
Se pintará la cara de ánodo que queda más próxima a la estructura a proteger para evitar la
sobre protección por proximidad y el levantamiento del revestimiento.
 Los tanques serán diseñados con sistema para conexión a tierra.
 Los tanques y sus accesorios serán diseñados para resistir las cargas de viento y sismo, de
acuerdo con los requerimientos de la norma API 650 (o equivalente).
 Para los anillos de refuerzo por viento, debe considerarse que la pared cilíndrica no
contribuye con el cálculo del módulo de sección.
 El fondo del tanque será construido con placas traslapadas (el traslape hacia la dirección del
drenaje) y debe tener una pendiente del 1% medida desde el centro del tanque hacia el
cuerpo del mismo.
 El techo de los tanques sin recubrimiento interior puede ser soportado o autosoportado de
acuerdo a los requerimientos del API 650 (o equivalente).
 Si se usa tubo o cualquier perfil estructural cerrado para soporte del techo, se considerará el
suministro de venteo en la parte superior y el drenaje en el fondo del tubo o perfil estructural.
 Las cargas externas en las boquillas cumplirá con los requerimientos del API 650 apéndice P
(o equivalente).
 No se deben instalar acoples roscados en las tapas de registros o bridas ciegas de las
boquillas.
 Los tanques se deben diseñar con un acople para un termopozo de Ø1” (25 mm) de diámetro
nominal, a Ø36” (914 mm) medidos desde el fondo para tanques de techo fijo, y a Ø24” (610
mm) para tanques con techo flotante.
23
 Serán incluidos protecciones por alta y baja presión siendo estos: Válvula de presión y vacío
con arrestallama y tapa de emergencia. En los casos que se requiera se incluirá gas de manto.
 Los materiales utilizados en la fabricación de los tanques serán nuevos y libres de defectos.
No se permiten materiales que se hayan utilizado para la fabricación parcial o total de algún
otro equipo o componente.
 Los tanques de acero al carbón, los de acero inoxidable, y los domos de aluminio, deben
cumplir con los requerimientos de este documento y los del API 650 (o equivalente).
 La fabricación y montaje de tanques atmosféricos deben cumplir con los requerimientos de
las Secciones 4, 5, 6 y 7 del API 650 (o equivalente).
 Antes de iniciar la fabricación del tanque, se tendrá un Procedimientos de Soldadura y
Calificación de acuerdo a los requerimientos de la Sección 7 del API 650 (o equivalente),
como así también el método y secuencia que se seguirá, el cual será validado previamente.
Los procedimientos de soldadura, soldadores, operadores de máquina de soldar, electrodos,
fundentes y alambres para soldar deberán estar calificados de acuerdo al código ASME,
Sección IX, última edición. Todas las calificaciones serán hechas antes de comenzar
cualquier trabajo de soldadura.
La distribución de chapas debe ser de tal forma que se logre una cantidad mínima de
longitud de soldadura. No se permiten superposiciones e interferencias entre las soldaduras
de la envoltura de los tanques y soldaduras de conexiones, chapas de refuerzos etc. Todas
las uniones longitudinales y circunferenciales, serán a tope, soldadas en ambos lados y serán
de penetración y fusión completa. Las uniones verticales deben ser completadas en cada
costura, antes de completar las costuras horizontales.
 Las aberturas de boquillas y registros (incluyendo los refuerzos), serán localizados para
evitar interferencias con soldaduras longitudinales y circunferenciales.
 Todos los tanques serán diseñados con escalera y plataforma en el techo para acceso a
instrumentos y registro de hombre, de acuerdo a los requerimientos de las tablas 3-17 y 3-18
del API 650 (o equivalente).
24
Los guardacuerpos y escaleras serán pintados con color amarillo seguridad.
 La inspección y pruebas del tanque, deben cumplir con los requerimientos de las Secciones 5
y 6 del API 650 (o equivalente).
Antes de efectuar la prueba hidrostática, el tanque debe limpiarse y dejar libre de basura,
residuos de soldadura y otros sobrantes de la construcción.
Todos los recipientes o partes del mismo deben ser sometidos a una prueba de estanqueidad
en un todo de acuerdo con la Norma API 650. Para ello debe efectuarse el llenando del
tanque hasta el anillo de coronamiento con agua limpia y se debe mantener al menos por
cuatro horas.
 La calibración volumétrica de los tanques será de acuerdo a los requerimientos del API
Manual of Petroleum Measurement Standards o el API 2555 (o equivalente) además de los
requisitos específicos de la ARCH.
25
2. PARTE EXPERIMENTAL
2.1. Antecedentes
Las instalaciones actuales para el tratamiento de agua de formación están diseñadas para un
caudal máximo de 20.000 BWPD, pero con el tiempo la producción de agua se ha
incrementado. Según estudios de predicción, se estima que llegará a los 41.700 BWPD (ver
anexo D). Se requiere tratar esta agua de formación ya que su disposición final es la inyección y
reinyección en pozos, debiendo tener un valor mínimo de hidrocarburo y para evitar problemas
en las tuberías de conducción como taponamientos. El tratamiento es necesario ya que el agua
de formación contiene cationes, aniones y ácidos débiles no volátiles; también puede contener
gases disueltos y suspendidos, y trazas de compuestos de hidrocarburos. Todos estos factores
traen complicaciones, ya que producen incrustaciones en la tubería que la transporta, trayendo
consigo la disminución de presión en la cabeza del pozo, lo que impide una inyección adecuada.
Según los estudios de predicción, el volumen a tratar se incrementará, lo que hace necesario la
ampliación de las instalaciones existentes, donde se separan mediante el tanque de lavado T-035
el crudo del agua, y de esta separación se dispone el agua para los sistemas de inyección y
reinyección de agua de formación. Tomando en cuenta un 20% adicional como factor de
seguridad, la nueva planta se diseña para 50.000 BWPD.
2.2. Ubicación geográfica
El área de Producción Libertador se encuentra ubicada al nor-oriente de la Amazonia
Ecuatoriana y está conformada por los campos Shuara, Shushuqui, Pichincha, y Secoya.
Los tanques nuevos (T-050, T-051 y T-052) se instalarán en el área adyacente del tanque
Oleoducto 3 (Capacidad de 85.000 Bls, EP P 880024840), en un área de 1.760 m2 (18.950 ft2)
como se puede observar en la figura 13.
26
Para la Estación Secoya se presentan las siguientes coordenadas:
Tabla 2. Ubicación de la Estación Secoya
Puntos de GPS Navegador
Estación Secoya
NORTE
ESTE
COTA
(m)
(m)
(m)
1 001 334
322 965
295
Figura 13. Mapa geográfico de la Estación Secoya.
2.2.1. Condiciones meteorológicas del sitio. Los datos ambientales y meteorológicos que se
presentan a continuación corresponden a la provincia de Sucumbíos.
Tabla 3. Condiciones climáticas
Condición ambiental
Unidad
Valor
Presión atmosférica
Psi (abs)
14,7
Temperatura
°F
120
Temperatura
Promedio verano
°F
95
Promedio invierno
°F
80
Máxima registrada
°F
102
Mínima registrada
°F
70
27
Continuación tabla 2
Lluvia / Precipitación
Pluviosidad
mm/año
3.099
Máxima precipitación 24
Mm
188
días/año
219
Humedad relativa
%
76 – 95
Máxima humedad
%
99,4
horas
Promedio anual días con
lluvia
registrada
Velocidad del viento
Noreste – Suroeste
Dirección del viento
prevalente
Velocidad del viento
km/h
96
(diseño)
Características del suelo
Zona sísmica
2ª del UBC 1997
Código Ecuatoriano
2.3. Descripción del proceso actual
El proceso de separación en la actualidad es el siguiente: como se observa en el Anexo C, el
crudo que sale desde los pozos de producción llega hasta un manifold, de donde se direcciona a
los separadores de producción y de prueba, (V-022, V-023, V-024, V-026 y V-027); luego las
corrientes separadas de agua y crudo se vuelven a unir para ingresar a la bota de gas V-01 para
separar el gas de la mezcla líquida, luego ésta mezcla se dirige al tanque de lavado T-035 donde
se vuelve a separar el agua del crudo, el crudo por la boca superior del tanque se va al tanque de
reposo y el agua por la parte inferior se dirige hacia el tren de bombas booster para luego ser
inyectada a pozos de reinyección e inyección.
El proceso de separación de diseño es el siguiente, el agua que sale de los separadores de
producción V-022 y V-023, es transportada por la línea 8”-WP-048-AA1, la cual tiene las
facilidad de ir hacia la planta de tratamiento de agua por la línea 8”-WP-009-AX1, o continuar
por esta línea hacia la bota de gas V-01. En la línea 8”-WP-048-AA1, se instala la válvula
28
SDV-01, que en condiciones normales está cerrada, y será operada en caso de enviar el agua de
los separadores hacia la bota V-01.
Para garantizar el transporte del agua de formación desde el T-035 hacia el T-050, se
recomienda habilitar el BY PASS que conecta la línea de descarga 10”-WP-050-AX1 del T-035,
con la línea de descarga de los separadores 8”-WP-009-AX1, manteniendo abierta la SDV-02.
Esto debido a que la línea que transporta el agua de formación que es descargada por el T-035
se vuelve una línea de 6” lo que podría causar inconvenientes para el manejo de todo el flujo
esperado en la estación.
El tanque de lavado T-035, tiene la función de separar el hidrocarburo libre del agua, por medio
de separación física, es decir por diferencias de gravedad. Para el control del nivel del colchón
de crudo en el tanque de lavado T-035, se dispone de la siguiente instrumentación:
LIT-T035 (trasmisor de nivel interfase), que envía una señal al panel de control, mide y registra
el nivel de la interfase agua-petróleo operando la válvula LCV-T035 a 15 ft, válvula que permite
ir regulando la salida de agua del tanque hacia el sistema de inyección. Dado que habiendo
habilitado los separadores primarios de la estación como trifásicos, se considera que el flujo de
agua de salida del tanque T-035 aproximadamente 1.700 BWPD, considerándose un máximo
5.000 BWPD.
Adicionalmente, a efectos de la operación y control en el tanque, se tienen alarma de alto nivel
de interfase (20 ft) LAH-T035 y alarma por bajo nivel de interfase (8 ft) LAL-T035, que genera
un una apertura o cierre de la válvula controladora LCV-T035 según el caso.
El tanque T-035 requiere la instalación en el techo dos (2) boquillas (4”-RF-150# y 2”-RF150#) para la instrumentación (LIT y LSHH) respectivamente. Lo mismo sucede para la
instalación del instrumento LSHH del tanque TR-01 (2”-RF-150#).
En caso de enviar la totalidad del agua al tanque de lavado (caso de tener que realizar
mantenimiento sobre las líneas de agua que vinculan los separadores del tanque desnatador), se
prevén utilizar manualmente la válvula 10”AA1-4R (válvula de globo, ubicada en la línea 10”WP-050-AA1), la cual tiene la capacidad de manejar los 50.000 BWPD.
29
2.4. Tratamiento de agua
El presente diseño se realiza para incrementar el manejo y tratamiento de agua de las
instalaciones existentes debido a que las instalaciones están diseñadas para una capacidad
máxima de 20.000 barriles de agua por día (BWPD), para lo cual se incorpora un tanque
desnatador T-050, un tanque pulmón T-051 y un tanque de rebose T-052.
Se toma en cuenta el análisis fisicoquímico del agua de formación como se puede ver en los
anexos Ay B.
De acuerdo al alcance del presente trabajo se realizará el diseño de:
2.4.1. Tanque desnatador T-050. Es un tanque que opera a una presión ligeramente superior a
la atmosférica mediante inyección de gas de nitrógeno. Tiene como objeto separar al
hidrocarburo del agua mediante un proceso continuo. El agua contaminada asciende a través de
la columna central por orificios radiales que favorecen la separación del hidrocarburo, el que
queda en la parte superior del tanque. Estará diseñado para que el agua que lo abandona no
tenga más de 50 ppm de hidrocarburo, que se determina la composición mediante una prueba de
jarras al tomar una muestra de agua de salida del tanque pulmón, y según los cálculos se
determina la cantidad de crudo presente en el agua mediante el cálculo de la velocidad de
asentamiento.
El tanque operará completamente lleno y a caudal constante. El hidrocarburo se extrae por
rebalse y se envía al tanque de rebose T-052, mientras que el agua es enviada al tanque pulmón
T-051.
2.4.2. Tanque pulmón T-051. Este tanque recibe el agua del tanque desnatador T-050. El
objetivo de este tanque es compensar las variaciones normales de flujo, permitiendo así una
operación estable. De su parte superior se puede extraer el hidrocarburo nadante y enviarlo al
tanque de rebose T-052.
El tanque opera a una presión ligeramente superior a la atmosférica mediante inyección de
nitrógeno. El agua separada se dirige hacia un sistema de bombeo para ser distribuida entre los
diferentes pozos que existen de inyección y reinyección.
30
Cabe destacar que antes del ingreso del caudal a este tanque hay inyección de demulsificantes
para ayudar a separar las trazas de hidrocarburo que aún existe en el agua.
2.4.3. Tanque de rebose T-052. Es un tanque que opera a una presión ligeramente superior a
la atmosférica mediante inyección de nitrógeno. Tiene como objetivo acumular el hidrocarburo
separado en los tanques antes mencionados y recircular el flujo hacia el tanque de lavado.
2.5. Descripción del nuevo proceso
Como se puede observar en el anexo C, el tanque desnatador T-050, tiene la función de separar
el hidrocarburo libre del agua, por medio de separación física y mecánica, cuenta con internos
platos horizontales, que le permiten al hidrocarburo libre aglomerarse, formar gotas más grandes
y ascender por una columna central con orificios radiales a la superficie más fácilmente, donde
es recolectado en una bandeja y enviado hacia el tanque de rebose T-052.
Para el control en el tanque desnatador T-050, se dispone de la siguiente instrumentación:
 El LIT-050 (trasmisor de nivel de interfase), que mide y registra señales de nivel de interfase
y controla la apertura de la válvula de control de salida de agua hacia el tanque pulmón T051 (LCV-050), la cual opera para mantener la interfase en 20 ft de nivel.
 La válvula LCV-050 cierra cuando el nivel en el tanque llegue a 10 ft, para evitar enviar
hidrocarburos al tanque pulmón T-051.
El tanque T-050 opera con inyección de gas de manto de +0,3 Onz/in2, y tiene un válvula de
alivio / rompe vacío PVRV-050, con un set de +0,5 Onz/in2 y -0,5 Onz/in2 presión y de
vacío. Adicional el tanque T-050 cuenta con protecciones por alto presión y nivel mediante:
 Una PSE-T050, válvula de seguridad, que tiene un set de apertura en +1,0 Onz/in2.
 Un LSHH-T050, switch de nivel total, con una alarma LAHH-T050 cuando el nivel alcanza
23 ft de altura.
31
Los valores de presión y vacío propuestos están acorde con las condiciones de diseño de
cada uno de los tanques y la normativa API 650.
La función del tanque pulmón (T-051), es amortiguar las variaciones de caudal y mantener
un flujo constante y confiable a las bombas de transferencia (booster).
Para el control en el tanque pulmón (T-051), se dispone de la siguiente instrumentación:
 Un LIT-T051 (trasmisor de nivel total), que envía señales al panel de control, mide y
registra señales por alto-alto nivel (17 ft), alto nivel (15 ft), bajo nivel (8 ft) y bajo-bajo
nivel (7 ft). El LIT-T051, mantiene un control sobre las bombas P-06, 81 y 82, actuando
sobre el variador de velocidad; cuando el nivel baja a 8 ft, se activa la alarma LAL-T051,
enviando una señal para que pare una de las dos (2) bombas que está en servicio, cuando
se activa la alarma LALL-T051 por bajo bajo nivel, envía una señal a todas las bombas
que están en servicio para detener su operación.
Por el contrario, por alto nivel se prende una bomba adicional, y por muy alto nivel se
prenden todas las bombas.
El tanque T-051 opera con inyección de gas de manto de +0,3 onz/in2, y tiene un válvula
de alivio / rompe vacío PVRV-051, con un set de +0,5 onz/in2 y -0,5 onz/in2 presión y de
vacío.
Adicional el tanque T-051 cuenta con protecciones por alta presión y nivel mediante:
a)
Una PSE-T051, válvula de seguridad, que tiene un set de apertura en +1,0 onz/in2.
b)
Un LSHH-T051, switch de nivel total, con una alarma LAHH-T050 cuando el nivel
alcanza 17 ft de altura.
Se dispone de un tanque de rebose T-052, para recibir los hidrocarburos provenientes de los
tanques desnatador (T-050) y pulmón (T-051). Se pretende que este tanque normalmente opere
con bajo nivel, para estar con capacidad de recibir los rebalses de los tanques desnatador y
pulmón, en caso de una emergencia.
Para el control en el tanque rebose T-052, se dispone de la siguiente instrumentación:
32
 Un LIT-T052 (trasmisor de nivel total), que envía señales al panel de control, mide y registra
señales por alto-alto nivel (8 ft), alto nivel (4 ft), y bajo-bajo nivel (2 ft). La operación de las
bombas P-100 A/B será automática y controladas por el nivel del tanque, si el nivel alcanza
los 4 ft, se pone en servicio la bomba P-100 A.
 Si el nivel en el tanque alcanza 8 ft se pone en servicio bomba P-100 B; cuando se recupera
el nivel normal de operación (4 ft), se detiene la bomba
 La bomba que está en servicio para de funcionar cuando el nivel alcanza 2 ft de altura en el
tanque. Las bombas se alternarán para tener un desgaste similar.
El tanque T-052 opera con inyección de gas de manto de +0,3 onz/in2, y tiene un válvula de
alivio / rompe vacío PVRV-052, con un set de +0,5 onz/in2 y -0,5 onz/in2 presión y de
vacío.
Adicional el tanque T-052 cuenta con protecciones por alto presión y nivel mediante:
a) Una PSE-T052, válvula de seguridad, que tiene un set de apertura en +1,0 onz/in2.
b) Un LSHH-T052, switch de nivel total, con una alarma LAHH-T052 cuando el nivel alcanza
8 ft de altura. Ver anexo H.
2.6. Criterios y procedimiento
Se establecen los criterios para el cálculo de las capacidades de los tanques, se toma como base
de cálculo para el diseño la especificación API 650-2007.
Esta especificación analiza todos los elementos constitutivos del tanque como son el
dimensionamiento de los espesores del cuerpo y fondo del tanque, consideraciones
estructurales, aberturas en el cuerpo, estabilidad por condiciones ambientales.
33
2.6.1. Caudal máximo. El caudal máximo de agua de formación es de 50.000 BWPD (flujo
actual 19.500 BWPD) para la selección del diámetro de tuberías de interconexión. Esta proviene
mayoritariamente de los separadores y se destinará a tratamiento en la nueva planta de agua; que
tiene como equipos principales los tanques de almacenamiento y separación.
Para determinar la capacidad neta de trabajo de los tanques se realiza un pronóstico de
producción para petróleo, agua y gas (Ver anexo D). El pronóstico de agua máximo para la
Estación Secoya del Campo Libertador es de 41.700 BWPD y sumándole el 20%; porcentaje
que se toma como un margen de seguridad en caso de que haya una cantidad mayor de agua de
formación de la que muestra el pronóstico, dando un total de 50.040 BWPD. Por lo tanto, se
considerará el diseño para un flujo de 50.000 BWPD.
2.6.2. Temperatura de operación. Se toma una temperatura de operación de 120°F. Para el
diseño se tomará un margen adicional de seguridad resultando en una temperatura de 170°F. Se
toma una densidad de 28,5 °API a 60 °F, viscosidad de 15 cP a 120 °F.
2.7. Condiciones y datos para el diseño.
Tabla 4. Propiedades fisicoquímicas del crudo, Estación Secoya
Propiedades del crudo
Valor
Unidad
Grados API 60°F
28,5
°API
Densidad @ Temp operación
55,1
lb/ft3
Viscosidad @ Temp operación
12
cP
Fuente: Datos proporcionados por personal de laboratorio de Petroproducción (ver anexo B)
Tabla 5. Condiciones actuales y de diseño
Condiciones actuales
Caudal
19.500
BWPD
34
Condiciones de diseño
50.000
BWPD
3. CÁLCULOS Y DISEÑO DEL EQUIPO
En los tres tanques del presente diseño se produce la separación de crudo del agua por diferencia
de densidades, pero debido a que en el tanque desnatador existe más cantidad de crudo que en el
tanque pulmón y en el tanque de rebose, se colocan internos para evitar la turbulencia y mejorar
la separación crudo-agua, por este motivo se pone como cálculo modelo al cálculo del tanque
desnatador y se muestran los resultados de los tanques pulmón y de rebose.
El tanque desnatador T-050 es un tanque que opera a una presión ligeramente superior a la
atmosférica mediante inyección de gas de nitrógeno. Tiene como objeto separar al hidrocarburo
del agua mediante un proceso continuo; el agua contaminada asciende a través de la columna
central por orificios radiales que favorecen la separación del hidrocarburo, el que queda en la
parte superior del tanque. Estará diseñado para que el agua que lo abandona no tenga más de
50 ppm de hidrocarburo.
El tanque operará completamente lleno y a caudal constante. El hidrocarburo se extrae por
rebalse y se envía al tanque de rebose T-052, mientras que el agua es enviada al tanque pulmón
T-051.
El tanque pulmón T-051 recibe el agua del tanque desnatador T-050. El objetivo de este tanque
es compensar las variaciones normales de flujo, permitiendo así una operación estable. De su
parte superior se puede extraer el hidrocarburo nadante y enviarlo al tanque de rebose T-052.
El tanque opera a una presión ligeramente superior a la atmosférica mediante inyección de
nitrógeno. El agua separada se dirige hacia un sistema de bombeo para ser distribuida entre los
diferentes pozos que existen de inyección y reinyección.
Cabe destacar que antes del ingreso del caudal a este tanque hay inyección de solución
demulsificante para ayudar a separar las trazas de hidrocarburo que aún existe en el agua y
anticorrosivo.
35
El tanque de rebose T-052 es un tanque que opera a una presión ligeramente superior a la
atmosférica mediante inyección de nitrógeno. Tiene como objetivo acumular el hidrocarburo
separado en los tanques desnatador y pulmón. De este tanque recircula el flujo hacia el tanque
de lavado.
3.1. Cálculo de los tanques
El tanque desnatador se diseña con dimensiones que ayudan a la separación del crudo del agua y
con internos para evitar la turbulencia. El tanque pulmón también ayuda a la separación de los
restos de crudo, pero por manejar una cantidad muy reducida de crudo no necesita de internos y
el tanque de rebose ayuda a almacenar el crudo que se separa de los dos tanques antes
mencionados. Por esta razón se detalla como cálculo modelo, el cálculo del tanque desnatador.
Tabla 6. Propiedades fisicoquímicas del agua y del crudo
Parámetro
Petróleo
Agua
Gravedad específica, g/cm
0,8803
1,0158
Viscosidad, cP
11,029
0,556
Diámetro de burbuja, µm
130
500
3
Fuente: ESPÍN, Jorge y CONSTANTE, Luis. Estudio de la eficiencia de los separadores de
petróleo de las estaciones de producción Secoya y Pichincha del Campo Libertador. Trabajo de
grado Ingeniero en Petróleos. Escuela Politécnica Nacional. Facultad de ingeniería en Geología
y Petróleos. Quito. 2011. P. 66
3.1.1. Ecuación general de diseño. La separación por gravedad está regida por la Ley de Stokes
la cual establece que las fuerzas de rozamiento son las responsables de limitar el deslizamiento
de las partículas.
Se toma en consideración el diámetro de la burbuja de petróleo 130µm, las densidades de los
fluidos a las condiciones operacionales (temperatura de 120°F), la velocidad de rebose de crudo
de 3 BOPD/ft2 y un colchón de agua de 15 ft. La separación de petróleo libre del agua es
mejorada por los platos horizontales dentro del tanque desnatador, por la coalescencia de las
gotas de petróleo, lo cual ayudan el ascenso rápido del petróleo.
36
(1)
Dónde:
Vs = Velocidad de asentamiento, cm/s
g = aceleración de la gravedad, cm/s2
r = radio de la burbuja, cm
ρp = densidad del fluido pesado, g/cm3
ρl = densidad del fluido liviano, g/cm3
µ = viscosidad del medio continuo, cP
La aplicación de la Ley de Stokes para un tanque desnatador donde mayoritariamente se
encuentra agua resulta lo siguiente:
Tabla 7. Velocidad de asentamiento
Tanque
Velocidad de ascenso, [Vs]
ft/s
Desnatador T-050
0,002
Pulmón T-051
0,002
Rebose T-052
3.1.2.
No hace falta calculo porque es para
almacenamiento
Diámetro del tanque. Se considerará un tanque sin internos donde la separación esté
dada únicamente por la diferencia de velocidad de ascenso del aceite y la salida del agua, es
decir por la relación caudal área. Para el caso en estudio el caudal esperado de 50.000 BWPD
fluirá por el área transversal del tanque de:
37
(5)
Con el área transversal obtenida se determina el diámetro del tanque, y se redondea al diámetro
comercial por arriba, más cercano.
√
(6)
√
Tabla 8. Diámetro de los tanques
Diámetro, [D]
Tanque
Ft
Desnatador T-050
45
Pulmón T-051
45
Rebose T-052
15,5
3.1.3. Velocidad de ascenso. Considerando que el flujo ingresa por la parte inferior del tanque,
se obtiene la velocidad de ascenso.
38
Tabla 9. Velocidad de ascenso de partículas de crudo
Tanque
Velocidad de ascenso, [Vw]
ft/s
Desnatador T-050
0.002
Pulmón T-051
0.002
Rebose T-052
No hace falta calculo porque es para
almacenamiento
Por consiguiente se tendrá una separación del 100% de partículas mayores a 130 micrones.
3.2. Inclusión de internos
La inclusión de internos así como de un tratamiento químico adecuado incrementa la eficiencia
del tratamiento frente a tanques libres. Los esquemas de platos dobles (ver figura 15)
incrementa la tortuosidad del recorrido aumentando el tiempo de separación mientras los
floculantes aumentan el tamaño de partícula a separar.
El contenido de hidrocarburo total dependerá de la eficiencia alcanzada por el tratamiento
químico y será determinado en la práctica durante pruebas de jarra y posteriormente con ajustes
del equipo en operación. Sin embargo, en todos los casos la calidad del agua será adecuada para
su servicio como agua de inyección secundaria o a sumidero y cumplirá con lo determinado por
la normativa ecuatoriana en el Decreto N°1215, Art 29.- Manejo y tratamiento de descargas
líquidas, literal c) Reinyección de aguas y desechos líquidos (Ver anexo F).
La inclusión de internos depende de las dimensiones del tanque, tomando en cuenta que se
requiere tener flujo laminar para mejorar el proceso de separación, los platos horizontales son
colocados de una manera equidistante en relación a las dimensiones del tanque para colocarlos,
se toman en cuenta las recomendaciones para inclusión de internos en separadores.
39
Figura 14. Esquema de internos tanque desnatador
Figura 15. Detalle de internos del tanque desnatador
40
Figura 16. Diferentes perfiles del tanque desnatador
3.3. Tiempo de residencia
La determinación del tiempo de residencia como método de diseño de tanques de separación es
una aproximación al cálculo a partir de la Ley de Stokes considerando las geometrías típicas
dadas por el API 650 para tanques y las dimensiones requeridas desde el punto de vista de
boquillas, interfaces, zonas de emulsión, distribución de boquillas y flujos por gravedad entre
tanques.
De acuerdo con API 650, para un diámetro de 45 ft el tanque cuya altura está inmediatamente
por encima de este valor es 24 ft. (Ver anexo E)
El tiempo de residencia disponible para el tanque es de:
Altura total:
24 ft
Altura efectiva:
21 ft
Volumen efectivo:
5.950 Bls
41
(7)
(8)
Tabla 10. Tiempo de residencia del caudal en los tanques
Tiempo de residencia, [Tr]
Tanque
h
Desnatador T-050
3
Pulmón T-051
2,4
Rebose T-052
No hace falta calculo porque es para
almacenamiento
3.4. Asentamiento de sólidos
Se considera un tiempo mínimo de asentamiento de 14 minutos basados en las curvas de
velocidad de asentamiento que se observan en el gráfico 1.
Tabla 11. Datos para realizar la curva de asentamiento
Tiempo
altura de
la interfaz
Decanto
min
m
%
0,0
0,400
100
0,5
0,310
78
1,0
0,270
68
1,5
0,220
55
2,0
0,200
50
42
Continuación de la tabla 11
Tiempo
altura de
la interfaz
Decanto
min
m
%
2,5
0,170
43
3,0
0,140
35
4,0
0,120
30
4,5
0,110
28
5,0
0,090
23
5,5
0,080
20
6,0
0,080
20
6,5
0,070
18
7,0
0,060
15
7,5
0,055
14
8,0
0,054
14
8,5
0,053
13
9,0
0,052
13
9,5
0,050
13
10,0
0,049
12
10,5
0,049
12
11,0
0,048
12
11,5
0,048
12
12,0
0,048
12
12,5
0,047
12
13,0
0,046
12
13,5
0,046
12
14,0
0,046
12
14,5
0,045
11
15,0
0,045
11
15,5
0,045
11
16,0
0,045
11
43
Gráfico 1. Curva de asentamiento de partículas sólidas en el agua de formación
Curva velocidad de asentamiento, Estación Secoya
0,450
0,400
Altura interfaz, m
0,350
0,300
0,250
0,200
0,150
0,100
0,050
0,000
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
Tiempo, min
En esta curva se observa el tiempo en el que las partículas sólidas que existen en el agua de
formación se acumulan en el fondo del tanque, donde se determina que luego de 14 minutos los
sólidos se sedimentan en el fondo del recipiente.
44
4. RESULTADOS Y SIMULACIÓN
4.1. Resultados
En el criterio de selección de los tanques, se considera un tiempo hidráulico de 3,0 horas para el
tanque desnatador T-050 y 2,4 horas para el tanque pulmón. Estos parámetros están acorde con
la experiencia de tratamiento de agua en tanques con internos tipo platos horizontales y
distribuidor de flujo centralizado, además será necesaria una dosificación de químicos cuando
sea requerida una vez que esté en operación este sistema.
El tiempo de residencia es determinado a través de la Ley de Stokes, tomando en consideración
el tamaño de la burbuja de petróleo de 130 µm, las densidades de los fluidos a las condiciones
operacionales (temperatura de 120°F), la velocidad de rebose de crudo de 3 BOPD/ft2.
La separación de petróleo libre del agua es mejorada por los platos horizontales dentro del
tanque desnatador por la coalescencia de las gotas de petróleo, lo cual ayudan el ascenso rápido
del petróleo.
Para el tanque pulmón aplica los mismos criterios del tanque desnatador, no lleva platos
horizontales internos para la aglomeración de crudo libre, por estimarse que en este tanque se
presentarán trazas de petróleo menores a las condiciones operacionales actuales requeridas para
la disposición del agua tratada en pozos de reinyección.
La selección final de las variables diámetro/altura se definió considerando las condiciones
anteriores y la hidráulica del sistema para el volumen requerido (ver anexo E).
45
Tabla 12. Tiempos de residencia del caudal en los tanques
Tiempo
Volumen
hidráulico
requerido
BWPD
horas
Bls
50.000
3,0
50.000
3
Flujo
Tanque
Desnatador
T-050
Pulmón
T-051
Rebose
T-052
Volumen próximo
acorde a la
Diámetro
Altura
Bls
ft
ft
6.250
6.800
45
24
2,4
5.000
5.100
45
18
-
500
505
15.5
16
Norma API 650
(1)
(1) Tabla A-1B, de la norma API 650. Ver Anexo E.
Se presenta el balance de masa para el proceso en estudio, donde se indica la cantidad de
petróleo y agua que se va a obtener en cada tanque, en el anexo G se identifica con puntos de
referencia que están señalados en las líneas de tubería.
4.2. Simulación
Para comprobar el correcto funcionamiento de los equipos se realiza una simulación en Hysys
versión 8.4 donde, usando los datos de operación que se pueden ver en el anexo G se obtiene un
resultado aproximado a los valores reales de la separación crudo-agua en los tanques del
presente trabajo como se observa en la figura 18.
46
Figura 17. Interconexión entre los tanques de diseño
Una vez realizada la simulación se obtiene los resultados que se observan en la figura 19, lo que
deja comprobar que los cálculos realizados se aproximan a los valores obtenidos, en la salida del
tanque pulmón T-051 no se obtiene crudo ya que es una cantidad muy pequeña, menor a 15
ppm.
47
Figura 18. Resultados de simulación del proceso del presente trabajo
48
Se realiza esta simulación en Pipephase versión 9.1, para la evaluación hidráulica del sistema de
transferencia por gravedad desde el tanque de lavado T-035 hasta el tanque desnatador T-050,
para este caso se toma el nivel del líquido en condiciones normales de operación, el nivel de
agua y crudo está en 30 ft (presión estática de operación 12,3 psi de ambos líquidos).
Para la evaluación hidráulica se toman las siguientes consideraciones:
Tabla 13. Parámetros para determinar el cabezal estático
T-035
Flujo
T-050
Tanque
Tramo A
de
Tramo B
Tanque
desnatador
lavado
BWPD
50.000
Nivel
Ø
largo
Altura
Ø
largo
Altura
Nivel
(ft)
(in)
(ft)
(ft)
(in)
(ft)
(ft)
(ft)
30
10
150
0
12
900
0
23
A continuación se presenta la simulación:
Dónde:
T-035 = Tanque de lavado
L001 = Línea de transferencia (T-035 a TK)
TK = Tanque desnatador T-050
49
Tabla 14. Resultado de la simulación en Pipephase 9.1
De esta simulación se obtiene que con el nivel estático de 30 ft en el tanque de lavado T-035, y
a flujo de diseño (50.000 BWPD), se logra hacer la transferencia por gravedad al tanque
desnatador T-050. Los resultados obtenidos se observan en la tabla 15.
Tabla 15. Volumen de agua y crudo
Cálculos
Salida del tanque
de lavado T-035
Salida del tanque
desnatador T-050
Salida del tanque
pulmón T-051
Simulación
Agua, (BWPD)
Crudo, (BOPD)
Agua, (BWPD)
Crudo, (BOPD)
49.900
10
49.900
10
49.899,6
6
49.900
0
49.899
0,6
49.900
0
50
5. DISCUSIÓN

Para este trabajo no se tomó en cuenta el diseño mecánico debido a que forma parte de otra
disciplina complementaria a la ingeniería química; sin embargo, existen recomendaciones
realizadas en el presente trabajo para determinar detalles de seguridad como: escaleras,
sistema contra incendios, bordes, instalación de toma muestras, válvulas de seguridad entre
otros; existen factores físicos tales como las dimensiones de las láminas de acero,
disponibilidad de materiales y estandarización (espesores disponibles) que se comercializan
en el mercado lo que permite realizar la construcción del tanque
buscando en todo
momento la optimización de recursos.

Si se siguen las recomendaciones de una norma (API 12F, API 650, API RF 651, entre otras
normas que se mencionan en este trabajo), se debe tener en cuenta la fecha de edición, ya
que en cada nueva versión pueden y existen cambios generando confusiones a la persona
que sigue las recomendaciones mencionadas.

Los resultados de la simulación permiten comprobar que los valores obtenidos mediante
cálculo manual, son similares a los valores obtenidos mediante simulación, sin embargo en
los valores correspondientes a la tabla 15, en la separación del tanque desnatador mediante
balance de masa se obtienen 6 BOPD y como resultado de la simulación se obtiene 0
BOPD, esta diferenciación se debe a que en el simulador no se toma en cuenta el diseño
tecnológico del tanque ni las consideraciones propias del ámbito operativo como el barrido
de fondo.

Este trabajo no incluye los tiempos de barrido, debido a que este parámetro es una
condición operativa, que por obvias razones se determinará cuando entren en operación.
Considero un tiempo de barrido de 3 horas.
51
6. CONCLUSIONES
 De acuerdo a los resultados obtenidos el tanque desnatador T-050 diseñado tiene capacidad
para obtener agua de formación con un contenido menor a 15 ppm de crudo, valor requerido
para la disposición del agua tratada en pozos de reinyección establecido en la regulación
ambiental vigente.
 Para separar las partículas de menor tamaño se requiere la adición de químicos de tipo
floculante para incrementar su tamaño y descender como una única partícula de mayor
tamaño. Las partículas más grandes serán separadas con facilidad en los tanques desnatador
y pulmón debido a la diferencia de densidades que existe entre el agua y el crudo.
 La Planta de tratamiento de agua de formación mejora la calidad del crudo obtenido
mediante la separación del agua que existe como emulsión en el flujo procedente de los
pozos productores, y del agua de formación que será inyectada y reinyectada, lo que permite
obtener mayor rentabilidad y un menor impacto ambiental.
 La relación entre la viscosidad y la diferencia de gravedades específicas de las fases
corresponde a las descritas en las ecuaciones de la velocidad de asentamiento libre de
partículas isométricas, esta relación se comprueba mediante los resultados de la Tabla 7.
 Existe semejanza entre los cálculos realizados y los valores obtenidos como resultado de la
simulación como se observa en la Tabla 15, lo que permite continuar con la construcción de
los tanques del presente trabajo.
 De la curva de asentamiento, se concluye que los sólidos presentes en el agua se sedimentan
en 14 minutos, tiempo menor al tiempo de residencia del flujo de proceso, por lo tanto se
comprueba que la calidad del agua tendrá los valores requeridos según la normativa vigente
(ver anexo F).
 Se incorpora un sistema automático de barrido de fondo de los taques para prolongar el
tiempo de mantenimiento de éstos, y se establece un tiempo para abrir y cerrar las válvulas
52
de acuerdo a la cantidad de sólidos que se sedimentan en el fondo de los tanques, este
tiempo se lo determinará una vez que los tanques estén en operación.
 El tanque de rebose almacena el petróleo que se obtiene de la separación crudo-agua de los
tanques desnatador y pulmón, de los cálculos realizados se determina que a la altura de 13 ft
se deben encender las bombas P-100A/B para el inicio de la recirculación desde el tanque de
rebose hacia el tanque de lavado, dónde comienza de nuevo el ciclo de separación de agua de
formación.
 Los cálculos que se recomiendan en la norma API – 650 ayudan a garantizar una vida útil
prolongada del tanque, ya que toma en cuenta el espesor de cada parte del tanque, y
relaciona la altura con el diámetro y la capacidad.
 Las alarmas están configuradas de manera que, en caso de una eventualidad o falla del
control automático, dé tiempo al operador para llegar hasta el lugar y realizar una acción
que evite un accidente.
 El tanque pulmón separará los residuos de crudo que aún existan en el agua de formación, y
también servirá como almacenamiento para amortiguar los cambios repentinos en el caudal
del proceso.
53
7. RECOMENDACIONES
 Colocar un by-pass del tanque de lavado T-035 para mantenimiento, y enviar el flujo desde
los separadores hasta los nuevos tanques de separación, ya que luego de los separadores el
caudal de agua y el caudal de crudo se unen en el tanque de lavado para su posterior
separación.
 Es importante la actualización de los planos de los equipos diseñados y llevar un historial de
los cambios que se han ido realizando conforme se avanza en el proyecto, para tener una
guía y relacionar los planos existentes con el diseño mecánico, ya que el diagrama de flujo es
un esquema sin detalles de cada equipo.
 Siempre se debe realizar los cálculos en base a las recomendaciones certificadas como en
este caso la norma API – 650, para la construcción de tanques atmosféricos.
 Para futuros trabajos se recomienda evitar configuraciones geométricas severas en la tubería,
como cambios de dirección bruscos que producen turbulencia y homogenización; lo que
evita que haya flujo laminar y esto va en contra del principio de separación.
 Se recomienda realizar una adecuada selección del demulsificante para mejorar la separación
de las emulsiones crudo-agua y esto acelerará la decantación, mejorando de esta manera la
calidad tanto del agua como del crudo.

Considerar la ingeniería civil ya que debido a un mal diseño del cimiento de los tanques
puede existir hundimiento y esto trae como consecuencias medioambientales, colapso
estructural como el rompimiento de las láminas de acero de los tanques, incluso pueden
existir consecuencias para el personal de trabajo.

En los tanques diseñados se necesita colocar un control automático adicional para poder
manejar los caudales, además de un sistema de alarmas por alto y bajo nivel para la succión
de las bombas P-100A/B.
54
CITAS BIBLIOGRÁFICAS
[1]
WALAS, Stanley. Equipos para procesos químicos, selección y diseño. Editorial Series.
Massachusetts. 1990. p.612.
[2]
RODRIGUEZ, Daniel y VAZQUEZ, Nelson. Transporte y almacenamiento de crudos.
Universidad Simón Bolívar. Caracas. Consulta realizada noviembre 2014. Disponible
en http://slideplayer.es/slide/1083346/
[3]
Loc. Cit.
[4]
Loc. Cit.
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58
ANEXOS
59
Anexo A. Composición del crudo de la Estación Secoya
60
Anexo B. Propiedades fisicoquímicas del crudo de la Estación Secoya
61
Anexo C. Diagrama de flujo del proceso
62
Anexo D. Pronóstico de agua y petróleo para la Estación Secoya
63
Anexo E. Tabla que relaciona el diámetro con la altura y la capacidad de un tanque
64
Anexo F. Decreto ejecutivo 1215, artículo 29, literal C.
65
Continuación Anexo F
66
Anexo G. Balance de masa
67
Anexo H. Diagrama de tubería e instrumentación
68
Anexo I. Simbología para P&ID 1
69
TYPICAL LETTER COMBINATIONS
LETTER INDENTIFICATION
Anexo J. Simbología para P&ID 2
70
TEMPERATURE
MISCELLANEOUS
INSTRUMENTS CONNECTIONS