“anÁlisis de fallas en desaladoras electrostÁticas y soluciones” · 2019. 10. 3. ·...

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA QUÍMICA E INDUSTRIAS EXTRACTIVAS

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA QUÍMICA PETROLERA

“ANÁLISIS DE FALLAS EN DESALADORAS ELECTROSTÁTICAS Y SOLUCIONES”

PROYECTO DE INVESTIGACIÓN SEPI-20080738

T E S I S P O F E S I O N A L QUE PARA OBTENER EL TITULO DE

INGENIERO QUÍMICO PETROLERO P R E S E N T A :

LA C. NANCY EVELYN ORTEGA RIVERA

ING. ARIEL DIAZBARRIGA DELGADO DIRECTOR DE TESIS

MÉXICO D.F. FEBRERO 2011

Análisis de Fallas en Desaladoras Electrostáticas y Soluciones

PROYECTO DE INVESTIGACIÓN i

AGRADECIMIENTOS

A Dios, por dejarme respirar esta mezcla maravillosa de gas, que hace

posible que disfrute de la vida a lado de los seres que amo, por las pruebas

que me has puesto y por las que faltan.

A mis Amigos, Alejandro Trejo, Diana Reina, Gris Vargas, Crystián

Martínez, Fabiola Villafan, Blanca Cervantes, Silvia Martínez por los momentos

tan maravillosos a su lado, por las lecciones de vida, por dejarme aprender de

ustedes, simplemente por estar ahí.

A mis Profesores de la carrera, porque me mostraron el camino a la

superación, porque ayudaron a realizar uno de los más grandes sueños con los

que cuento, en especial a mi Mentor el Ing. Armando Ávila que siempre estuvo

al pendiente de mi avance como profesionista y me motivo a superarme cada

día más.

A mis asesores el Ing. Rodolfo Martínez y el Ing. Ariel Diazbarriga, por

su paciencia y dedicación para que este trabajo se culminara.

Al Instituto Politécnico Nacional en la modalidad de la Escuela

Superior de Ingeniería Química e Industrias Extractivas, por mostrarme su

bondad al permitirme tomar el conocimiento necesario para formarme como

profesionista.


PROYECTO DE INVESTIGACIÓN ii

DEDICATORIAS

A la Sra. Ma. Catalina Rivera y el Sr. Nicolás Ortega, mis Padres, mis

dos grandes motores y grandes amigos, por su apoyo incondicional, sus

sacrificios, su confianza, su paciencia y amor que hicieron de mí la persona que

ahora soy y que culmina este proyecto.

A Pablo I. y Norma K. Ortega, las personitas que le agregaron felicidad

y un toque de aventura a este camino recorrido, gracias por las sonrisas en

cada fracaso y por las lágrimas en cada éxito.

A mi familia en general por los deseos cualesquiera que fueran, pues

me hicieron más fuerte; gracias Lú por ser mi segunda Madre y por todo tu

apoyo y cariño.

A mi motivo para existir, a ti mi vida, Valentina Molina Ortega, por

aparecer en el momento preciso para ayudarme a plantearme más y más

proyectos, y para pintar mi vida de rosa. Y al Amor de mi vida Jorge A. Molina

simplemente por aparecer y dejarte amar. ¡Los Amo!


PROYECTO DE INVESTIGACIÓN iii

ÍNDICE

RESUMEN v

INTRODUCCIÓN vii

I. GENERALIDADES 2

I.1. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL PETRÓLEO CRUDO 4

I.2. COMPOSICIÓN QUÍMICA (ELEMENTAL) DEL PETRÓLEO 4I.3. EFECTO DE LAS IMPUREZAS EN LA REFINACIÓN 6

II. EMULSIONES 11II.1. FORMACIÓN DE EMULSIONES 12

II.2. AGENTES EMULSIONANTES 13

II.3. SURFACTANTES NATURALES 14II.4. CAMPO ELÉCTRICO 16

II.5. PROPIEDADES QUE INTERVIENEN EN LA ESTABILIDAD DE LA EMULSIÓN

21

III. DESALADO DE PETRÓLEO CRUDO 26III.1. PROCESO DE DESALADO DE PETRÓLEO CRUDO 28

III.2. DESALADO ELECTROSTÁTICO 32

III.3. COMPONENTES DE UNA DESALADORA 37

III.4. PRINCIPIOS OPERACIONALES DE LAS DESALADORAS ELECTROSTÁTICAS

44

III.5. TIPOS DE DESALADORAS 44III.5.1. CIELECTRICA 45

III.5.2. DE BAJA VELOCIDAD 45III.5.3. BIELÉCTRICA 45


PROYECTO DE INVESTIGACIÓN iv

IV. EFECTO DE LOS PARAMETROS OPERACIONALES 50

IV.1. VARIABLES DE OPERACIÓN CLAVES PARA EL DESALADO ELECTROSTÁTICO

50

IV.2. EFECTOS DE UN DESALADO DEFICIENTE 56

IV.3. VARIABLES DE PROCESO 56

IV.3.1. VARIABLES NO CONTROLABLES 56

IV.3.2. VARIABLES CONTROLABLES 58

IV.3.3. VARIABLES IMPLÍCITAS 61

V. FALLAS MÁS COMUNES EN LAS DESALADORAS ELECTROSTÁTICAS

63

V.1. ALTO CONTENIDO DE SAL EN EL CRUDO DESALADO 63V.2. ALTO CONTENIDO DE AGUA EN EL CRUDO DESALADO 64

V.3. AGUA DRENADA DEMASIADO MANCHADA DE ACEITE CRUDO

65

V.4. VARIACIONES CONTINUAS EN EL VOLTAJE 67V.5. VOLTAJE DEMASIADO BAJO Y LUCES PILOTO DÉBILES 68

V.6. EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL PROCESO EN GENERAL 70

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 76

BIBLIOGRAFÍA 79

GLOSARIO 82


PROYECTO DE INVESTIGACIÓN v

RESUMEN

En México como en la mayoría de los países petroleros, tienen en la

actualidad la difícil tarea de tratar en sus procesos crudos pesados, cada vez

es más difícil obtener elevadas rentabilidades en la refinación de los productos

petroleros; se ha dejado de lado la parte importante, siendo el Desalado de

crudo una ayuda fundamental para evitar llevar impurezas a procesos de

refinación.

Siendo así, habrá que analizar el proceso de Desalado de crudo dentro

de la refinación, a fin de ver las causas y consecuencias de un óptimo

tratamiento en el crudo aunado a esto los beneficios que las nuevas

tecnologías en el mercado ofrecen para el tratamiento.

Generalidades: Trata de las características generales del petróleo

crudo, así como de las impurezas mas comunes que se consideran en la

Refinación del Petróleo.

Emulsiones: Amplía el panorama del origen de las emulsiones,

características, tratamiento e influencia dentro del proceso de Desalado de

Petróleo.

Desalado de Petróleo Crudo: Este capitulo describe el proceso de

Desalado Electrostático y muestra el equipo empleado de acuerdo al petróleo

que se utilice.

Efecto de los Parámetros Operacionales: Muestra las variables que son

claves para una optima operación, sus intervalos y características, las ventajas

de manejarlas eficientemente.


PROYECTO DE INVESTIGACIÓN vi

Fallas en las Desaladoras Electrostáticas y Soluciones: Se hace

mención de las causas principales y secundarias por las cuales el equipo falla,

así como las soluciones; también señala el mecanismo de funcionamiento de la

Válvula Mezcladora, la cual es de suma importancia dentro de la operación

efectiva del equipo. Por ultimo presenta un pequeño análisis económico de

proceso.

El Desalado Electrostático es necesario y de suma importancia dentro

del proceso de refinación del petróleo crudo puesto que de esto depende en

gran medida la disminución de costos por mantenimiento de las plantas

subsecuentes, por incrustaciones, corrosión y taponamiento, dando pie al

incremento de la vida útil de los equipos y tuberías, aumentando el tiempo de

plantas en operación y logrando ahorro de energía.


PROYECTO DE INVESTIGACIÓN vii

INTRODUCCIÓN

En todo el mundo se esta viviendo una etapa sumamente importante

con respecto a los altos costos que genera el tratar crudos, debido a la

cantidad excesiva de contaminantes e impurezas como: ácido sulfhídrico “H2S”,

asfáltenos, sedimentos, materiales inorgánicos y sales presentes en ellos y

México no podía ser la excepción, la mayor parte de las reservas petrolíferas

con las que se cuenta son de Crudo Maya, y las diversas mezclas que se

preparan para exportación requieren contar con ciertas especificaciones para

su distribución al mercado, así como para obtener productos de refinación de la

mas alta calidad a un bajo costo.

Es por eso que dentro de sus propiedades físicas y químicas del

petróleo nacional, es difícil tratarlo y disminuir el costo de operación en las

refinerías ya que en las mismas se procesan una gama de mezclas de

petróleo, siendo el principio de operaciones este proceso, es de suma

importancia conocer las fallas y sus soluciones a problemas comunes para

prevenir en lo posible problemas en las operaciones siguientes.

Debido a las características del crudo mexicano, los cuales presentan

variaciones considerables en sus características como la Gravedad API que

oscila entre 38.0-12.2 (Olmeca/ Ku-Maloob-Zaap) conjuntamente con la gran

cantidad de asfáltenos lodos, etc., se requiere de un tratamiento eficiente que

logre que las refinerías operen sin incrementos de gastos por mantenimiento,

tomando en cuenta que la mayoría de las impurezas que contiene las mezclas

tratadas se encuentran en el agua que viene asociada en el crudo, por lo que

se plantea analizar las fallas mas comunes y sus posibles soluciones en el

proceso de desalado de crudo, que permita una operación optima y eficiente en

todo el complejo de Refino.


PROYECTO DE INVESTIGACIÓN viii

La producción mundial de petróleo se estima en 80 millones de barriles

por día que son acompañados por gotas pequeñas o grandes cantidades de

agua y sales, estos dos últimos son agentes indeseables y no comerciables.

El papel que juega el aceite crudo en el desarrollo económico del

mundo ha tomado magnitudes desproporcionadas, al grado tal de ser la

principal fuente abastecedora de energéticos requiriendo de técnicas mas

sofisticadas para su extracción, lo cual ocasiona un mayor acarreo de

impurezas contaminantes en el petróleo.

El máximo de sales y agua aceptable en el crudo desalado es de 1.0

LMB de sal y 0.5% Vol. Máx. de agua y sedimento. Dichas especificaciones no

están dadas por la cantidad de sal que se prefiera, sino de las dificultades

de carácter económico que presentan el mantener al mínimo los contenidos

de agua y sales, por medio de los métodos más avanzados de

desemulsificación.

Las formaciones geológicas en las cuales es producido el petróleo,

influyen en la composición y concentración de sales y sedimentos, el agua, en

el petróleo crudo está usualmente en forma de emulsión, y esta cantidad de

agua determina la cantidad de sales presentes.


PROYECTO DE INVESTIGACIÓN ix

En el caso de México, en la actualidad se cuenta con mezclas que por

sus características se puede ver la importancia de un buen programa de

desalado de crudo, ver Tabla 1.

Características Tipos de crudos Olmeca Istmo Maya Ku-Maloob-Zaap

Gravedad API 8.0 33.1 22.1 12.2 Gravedad Esp. 0.83 0.86 0.90 1.00 Viscosidad @ 25º C cSt

4 9 155 20 751

Azufre %W 0.98 1.43 3.60 5.06 Carbón Ramsbottom %W

1.82 4.07 10.46 15.60

NaCl kg/ 1000 bbl N.D. 7.21 133 9.25 Asfáltenos %W 1.06 3.84 13.46 21.21 Níquel ppm 0.77 9.70 56.70 88.40 Vanadio ppm 4.96 44.0 271.4 412.1

Tabla 1. Características del Crudo Mexicano.

Las impurezas del crudo se pueden clasificar en dos grandes grupos:

Miscibles

Inmiscibles

Dentro de los contaminantes en el proceso de lavado que pueden estar

presentes se tienen las siguientes:

Sólidos

Sedimentos y sólidos suspendidos.

Sales


PROYECTO DE INVESTIGACIÓN x

Es por eso que el tratamiento electrostático es considerado

generalmente para la separación de una fase acuosa dispersa (agua) en una

fase de aceite dieléctrico (fase continua) con una significativamente menor

constante dieléctrica que el de la fase dispersa.

Por tal motivo la finalidad de este trabajo es analizar las consecuencias

de estas características que presentan las emulsiones en el petróleo y sus

impurezas dentro del proceso de desalado de Crudo.


PROYECTO DE INVESTIGACIÓN

1

Capítulo I

GENERALIDADES



2

I. GENERALIDADES

Los geólogos en general están de acuerdo en que el crudo se formó

durante millones de años a partir de los restos de pequeñas plantas acuáticas y

animales que vivían en los mares antiguos. Existieron grandes cantidades de

dinosaurios abarcando extensas superficies, pero el petróleo debe su existencia

en gran parte a organismos unicelulares marinos. La historia geológica del

petróleo crudo en particular es más importante que la determinación de sus

características, razón por la cual los crudos formados en depósitos marinos o

subterráneos pueden ser similares en concentraciones en los diferentes

continentes. Las regiones se caracterizan por sus diferentes depósitos marinos,

las presiones y las temperaturas pueden ser sin embargo factores para la

producción de petróleo, con una gran variedad en apariencia, desde el color,

verdoso a negro, ligero o pesado, ceroso o no. Cuando se trata de la

composición elemental, las proporciones de los elementos del petróleo es

sorprendente, pueden varían más en limites estrechos, tomando en cuenta la

gran diversidad de las propiedades físicas.

Normalmente el carácter del petróleo es definido en la industria

respecto a su densidad. En los primeros años de industria petrolera, la densidad

era la principal nota de referencia para el refino de petróleo y productos. A

pesar de que la densidad no da información específica sobre la composición

química del producto, en general, hay ciertas propiedades que, directa o

indirectamente, se correlacionan con la densidad del aceite. El Instituto

Americano del Petróleo (American Petroleum Institute) clasifica a los aceites de

acuerdo a la gravedad con una transición convencional de aceites pesados a 20

° API (0,934 kg/m3 a 60 °F/15.6 ° C), Los aceites ligeros de gravedad API

superior a 20, mientras que los aceites extra pesado y bitumen tienen una

gravedad API inferior a 10 (más pesado que el agua).



3

Los Petróleos crudos pesados, que a menudo son el resultado de la

oxidación de las bacterias o compuestos orgánicos que contienen de los aceites

convencionales, tienen diferentes propiedades físicas y químicas a los aceites

tradicionales, en general, a mayor viscosidad, mayor cantidad de asfáltenos,

metales pesados, azufre y nitrógeno. El aumento del contenido de asfáltenos

puede dar una impresión de mayor riesgo por deposición de los mismos durante

la producción. Sin embargo, con el aumento del contenido de asfáltenos,

también aumenta la cantidad de componentes de resina.

Esta clasificación es solo una de tantas clasificaciones de las que se

manejan habitualmente desde años atrás; sin embargo, según el valor

comercial, existen otros factores a considerar. Su composición es un factor

importante así como los campos de los cuales son extraídos debido a las

diferentes condiciones de estos, ver Tabla 2.

Aceite crudo Densidad (g/cm3)

Densidad grados API

Extrapesado > 1.0 10 Pesado 1.0-0.92 10.0-22.3 Mediano 0.92-0.87 22.3-31.1 Ligero 0.87-0.83 31.1-39 Superligero < 0.83 > 39

Tabla 2. Propiedades del Petróleo Crudo.



4

I.1. Características generales del petróleo crudo

Si bien hay diversidad en las características del petróleo, esto es debido

a su composición y propiedades físicas, se encuentran desde los petróleos ricos

en compuestos ligeros (gases, gasolinas), hasta los ricos en compuestos

pesados o bituminosos los cuales por sus características son tratados en

condiciones extremas (altas presiones y temperaturas) para evitar algún tipo de

obstrucción en las tuberías.

Los petróleos extrapesados se caracterizan por el gran contenido de

asfáltenos, también referidos al contenido de heteroatomos como oxígeno “O”,

azufre “S”, y nitrógeno “N” así como la cantidad de grupos parafínicos.

En la actualidad en México se procesan tres tipos básicos de petróleo

crudo, los cuales provienen de los diferentes yacimientos. Se conocen como:

Crudo Istmo, Crudo Maya y Crudo Ku-Maloob-Zaap.

I.2. Composición Química (Elemental) del Petróleo

En el petróleo crudo, además de hidrocarburos, existen nitrógeno “N”,

azufre “S”, oxígeno “O”, productos derivados de la clorofila y de las heminas

(porfirinas) y, como elementos, trazas, vanadio “V”, níquel “Ni”, cobalto “Co” y

molibdeno “Mo”.

Como consecuencia de los compuestos orgánicos nombrados, el

petróleo presenta polarización rotatoria, lo cual revela claramente que se trata

de un compuesto de origen orgánico, formado a partir de restos animales y

vegetales.



5

La composición química del petróleo es muy variable, hasta el punto de

que los cuatro tipos fundamentales de hidrocarburos: parafinas (hidrocarburos

saturados), olefinas (hidrocarburos insaturados), naftenos (hidrocarburos

cíclicos saturados o cicloalcanos), e hidrocarburos aromáticos, no solamente

son diferentes de un yacimiento a otro, sino también las diversas sustancias

que es preciso eliminar: gas, azufre (que junto con el sulfhídrico, mercaptanos y

tioalcoholes pueden alcanzar un 3%), agua salada, compuestos oxigenados y

nitrogenados, indicios o vestigios de metales etc., ver Tabla 3.

Elemento % Peso

Carbono (C) 83.0-87.0 Hidrógeno (H) 10.0-14.0 Oxígeno (O) 0.05-1.5 Nitrógeno (N) 0.1-2.0 Azufre (S) 0.05-6.0 Metales (Ni, V) < 0.1

Tabla 3. Composición Química (Elemental) del Petróleo.

A pesar de la coherencia en la composición elemental, el petróleo es un

sistema sumamente complejo, entre ellos miles de diferentes compuestos y de

las propiedades físicas que no puede predecirse por la composición elemental.

La composición química exacta del petróleo por los componentes

especialmente del sistema final, sigue siendo especulativa.



6

I.3. Efecto de las impurezas en la Refinación

En las refinerías del sistema de PEMEX se procesan una gama de

mezclas de petróleo con características fisicoquímicas diferentes de acuerdo a

la clasificación que se mostró en puntos anteriores, la mayoría de las impurezas

que contienen se encuentran en el agua que viene asociada en el crudo. Las

impurezas del crudo se pueden clasificar en dos grandes grupos como:

Miscibles

Inmiscibles

La composición cualitativa y cuantitativa de esas impurezas es variable,

dentro de los contaminantes o impurezas que pueden estar presentes se tienen

las siguientes:

Sólidos: Son partículas no solubles (Inmiscibles) en agua y en aceite,

los cuales pueden ser eliminados en el proceso de lavado del petróleo crudo

antes de la recepción en los tanques, o bien en las desaladoras adicionando un

humectante en el agua de lavado.

Sólidos Filtrables: Pequeñas partículas inorgánicas recubiertas de

aceite encontradas en el crudo, con 6 micras de tamaño se precipitan e

incrustan en la superficie del equipo, como por ejemplo el sulfuro de fierro

“FeS”.

Sedimento y Sólidos Suspendidos: Los cuales causan inestabilidad

de operación en las interfases de las desaladoras, espuma en la torre de

despunte y atmosférica, erosión, altos costos de mantenimiento.



7

Los sedimentos se eliminan en un 90% y los sólidos suspendidos entre

un 10%-40% en las desaladoras; dependiendo de la dosificación del

humectante, se presentan incrustaciones y taponamientos en los equipos,

baja capacidad de proceso y baja transmisión de calor, favorecen la formación

de carbón.

Sales: Dentro de las sales que pueden estar presentes en el crudo se

encuentran cloruro de sodio “NaCI”, cloruro de calcio “CaCl2”, cloruro de

magnesio “MgCl2”, sulfatos y carbonatos, las cuales son contaminantes de

mayor cuidado, ya que se hidrolizan con la temperatura, formando ácido

clorhídrico “HCl” y sulfúrico “H2SO4”; originando corrosión excesiva, incrustación

en cambiadores de calor y en tubos de calentadores, favoreciendo la formación

de carbón, así como depósitos en los platos de las torres y ocasionando

efectos adversos en cantidad y calidad de productos refinados. El sodio “Na”

representa un 75% de las sales totales, el magnesio “Mg” el 15% y el calcio “Ca”el

10%.

Como ya se menciono las sales inorgánicas tales como el cloruro de

sodio “NaCI”, cloruro de calcio “CaCl2”, cloruro de magnesio “MgCl2”, Por

hidrólisis óxidos o hidróxidos son depositados en los tubos de los cambiadores

de calor. Hay formación de ácido clorhídrico “HCl” que promueve la conversión

de hidrocarburos saturados a insaturados que ocasionan ensuciamiento

inorgánico, y la corrosión.

Para que la hidrólisis se pueda llevar a cabo es necesario el medio

acuoso, una temperatura por encima de los 120ºC y la concentración adecuada

de la sal.



8

Las reacciones que se desarrollan para la formación de la corrosión y por lo

tanto la obtención del acido clorhídrico son:

Mg Cl2 + 2 H2O Mg (OH)2 + 2 HCl Ca Cl2 + 2 H2O Ca (OH)2 + 2 HCl

Na Cl + H2O Na OH + HCl Respecto a la Corrosión:

2H Cl + Fe Fe Cl2 + H2

Fe Cl2 + H2S Fe S + 2 HCl

Sin embargo el magnesio “Mg” y el calcio “Ca” son los principales

formadores de ácido clorhídrico “HCl” en el proceso de destilación atmosférica y

el sodio en alto vacío, hidrolizándose en la superficie de los tubos de los hornos.

El cloruro de magnesio “MgCl2” a temperaturas de destilación (350°C)

se descompone en un 90% y el cloruro de calcio “CaCl2” en porcentajes

pequeños, cuando se encuentra en soluciones acuosas de crudos no ácidos.

Sin embargo la mayoría de los crudos contienen materiales ácidos, como los

ácidos nafténicos, que aumentan marcadamente la descomposición de los

cloruros.

Tomando en cuenta todas las características que presentan las

impurezas se puede decir que el sodio es un preacelerador para la formación

de coque, desactiva catalizadores y produce fragilización en los equipos que

operan a altas temperaturas.



9

El acarreo del contenido de agua en el crudo desalado, absorbe mayor

calor y consume mayor energía por lo tanto mayor consumo de combustibles en

los hornos, presiona los equipos y baja la capacidad de procesamiento por

inestabilidad operativa. Los efectos destructivos del agua salada en las

operaciones de refinación, han causado problemas por muchos años, hasta la

refinería más eficientemente diseñada esta sujeta a serios daños y pérdida de

tiempo por paradas, si no está operando adecuadamente un equipo efectivo de

desalado.

El ácido clorhídrico “HCl” junto con los compuestos de azufre “S” (ácido

sulfhídrico y mercaptanos) tienen una acción sumamente severa para el

hierro, el equipo más expuesto a este ataque son los platos superiores de las

torres fraccionadoras, la línea del domo al condensador, los condensadores y

acumuladores. El ácido clorhídrico “HCl” también elimina la película de sulfuro

de fierro “FeS” en forma constante, película que normalmente tiene

cualidades protectoras, por lo que el ataque al metal es continúo.

En los residuos, si existen sales, el asfalto resultante sale afectado en

cuanto a su solubilidad, los combustóleos producen gran cantidad de cenizas al

ser quemados.

Además las partículas sólidas provocan una erosión elevada en las

tuberías, bombas y demás equipo por el que pase el crudo a alta velocidad.



10

Capitulo II

EMULSIONES



11

II. EMULSIONES

En la actualidad dos terceras partes de la producción mundial de crudo

se obtiene en forma de emulsión, que necesariamente debe ser tratada.

El agua salada fluye con el aceite en forma de pequeñas gotas

dispersas en forma estable en la masa del aceite, en este caso se presenta una

emulsión.

Los problemas de desemulsificación de crudos que se presentan son

cada vez más difíciles de resolver, ya que el aceite producido bajo los

modernos métodos de recuperación adquiere un grado mayor de

emulsificación. Los métodos de tratamiento de las emulsiones han evolucionado

notablemente, desde el simple reposo en vasijas convencionales hasta la

aplicación de voltajes eléctricos elevados, pasando por los diferentes métodos

mecánicos, térmicos y químicos. Generalmente, el tratamiento de las

emulsiones se efectúa combinando los efectos gravitacionales, mecánicos,

térmicos, químicos y eléctricos. Aunque el conocimiento de la naturaleza de las

emulsiones de agua y aceite han influido en el establecimiento de la tecnología

básica para su tratamiento.

De ahí la importancia otorgada al proceso de Desalado de Petróleo

Crudo, mediante la selección adecuada del equipo, en este caso se enfoca la

investigación al Desalado Electrostático.



12

II.1. Formación de Emulsiones

Las emulsiones de aceite y agua son dispersiones de gotas de agua en

el aceite, que se vuelven estables por la acción de algunos materiales

presentes en el aceite. Este tipo de emulsión es el más común.

En el ámbito petrolero las emulsiones de agua en aceite “Wáter/Oíl”

(W/O) son llamadas emulsiones directas, mientras que las emulsiones de aceite

en agua “Oíl/Wáter” (O/W) son llamadas emulsiones inversas. Esta clasificación

simple no siempre es adecuada, ya que emulsiones múltiples o complejas

(o/W/O ó w/O/W) pueden también ocurrir.

En las emulsiones directas, la fase acuosa dispersa se refiere

generalmente como agua y sedimento (A&S) y la fase continua es petróleo

crudo. El agua y sedimentos (A&S) es principalmente agua salina o salmuera;

sin embargo, sólidos como arena, lodos, carbonatos, productos de corrosión y

sólidos precipitados o disueltos se encuentran también presentes, por lo que el

agua y sedimento también es llamada Agua y Sedimento Básico (A&SB).

Otra forma de clasificar las emulsiones directas producidas es como

duras y suaves. Por definición una emulsión dura es muy estable y difícil de

romper, principalmente porque las gotas dispersas son muy pequeñas. Por otro

lado, una emulsión suave o dispersión es inestable y fácil de romper. En otras

palabras, cuando un gran número de gotas de agua de gran diámetro están

presentes, ellas a menudo se separan fácilmente por la fuerza gravitacional. El

agua que se separa en menos de cinco minutos es llamada agua libre.



13

La cantidad de agua remanente emulsionada varía ampliamente desde

1 a 60 % en volumen. En los crudos medianos y ligeros (>20 °API) las

emulsiones contienen típicamente de 5 a 20 % volumen de agua, mientras que

en los crudos pesados y extrapesados (<20 °API) tienen a menudo de 10 a 35

% de agua.

La cantidad de agua libre depende de la relación agua/aceite y varía

significativamente de un pozo a otro. En este trabajo, la palabra “agua” significa

agua producida y es una salmuera conteniendo cloruro de sodio “NaCl” y otras

sales.

II.2. Agentes Emulsionantes

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados

de la siguiente manera:

Compuestos naturales surfactantes como asfáltenos y resinas

conteniendo ácidos orgánicos y bases, ácidos nafténicos, ácidos carboxílicos,

compuestos de azufre, fenoles, cresoles y otros surfactantes naturales de alto

peso molecular.

Sólidos finamente divididos, como arena, arcilla, finos de

formación, esquistos, lodos de perforación, fluidos para estimulación,

incrustaciones minerales, productos de la corrosión (por ejemplo sulfuro de

hierro, óxidos), parafinas, asfáltenos precipitados. Los fluidos para

estimulación de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables.

Químicos de producción añadidos como inhibidores de

corrosión, biocidas, limpiadores, surfactantes y agentes humectantes.



14

II.3. Surfactantes Naturales

Los surfactantes naturales se definen como macromoléculas con

actividad interfacial que tienen un alto contenido de aromáticos y por lo tanto

relativamente planas con al menos un grupo polar y colas lipofílicas, con

actividad interfacial.

Estas moléculas pueden apilarse en forma de micelas. Se forman de las

fracciones ácidas de asfáltenos, resinas, ácidos nafténicos y materiales

porfirínicos.

Estos surfactantes pueden adsorberse a la interfase de la gota de agua

y formar una película rígida que resulta en una alta estabilidad de la emulsión

W/O formada, lo cual ocurre en menos de tres días. Es por eso, que la emulsión

debe tratarse lo más pronto posible con diferentes agentes como: química

deshidratante, calor, sedimentación por centrifugación o electrocoalescencia.

La película interfacial formada estabiliza la emulsión debido a las

siguientes causas:

a) Aumenta la tensión interfacial. Por lo general, para

emulsiones de crudo la tensión interfacial es de 30 a 36 mN/m. La

presencia de sales también aumenta la tensión interfacial.

b) Forman una barrera viscosa que inhibe la coalescencia de las

gotas. Este tipo de película ha sido comparada con una envoltura plástica.

c) Si el surfactante o partícula adsorbida en la interfase es polar,

su carga eléctrica provoca que se repelan unas gotas con otras.



15

Un segundo mecanismo de estabilización ocurre cuando los

emulsionantes son partículas sólidas muy finas. Para ser agentes

emulsionantes, las partículas sólidas deben ser más pequeñas que las gotas

suspendidas y deben ser mojadas por el aceite y el agua. Luego estas finas

partículas sólidas o coloides (usualmente con surfactantes adheridos a su

superficie) se colectan en la superficie de la gota y forman una barrera física.

Ejemplos comunes de este tipo de emulsionante son el sulfuro de hierro y la

arcilla.

Las solubilidades de hidrocarburos son bajas, pero varían desde 0.0022

ppm para el tetradecano “C14H30” hasta 1.760 ppm para el benceno “C6H6” en

agua. La presencia de dobles enlace carbono-carbono (por ejemplo alquenos y

aromáticos) incrementan la solubilidad del agua. El agua está lejos de ser

soluble en hidrocarburos saturados (por ejemplo: parafinas o alcanos) y su

solubilidad disminuye con el incremento del peso molecular de los

hidrocarburos.

Cada gota de agua es cubierta por una película de agente

emulsificante; las gotas quedan aisladas entre sí tanto física como

eléctricamente. De la naturaleza de esta película rígida o elástica, depende la

estabilidad de la emulsión. Esta película es el resultado de la adsorción de los

agentes químicos emulsificantes polares de alto peso molecular (generalmente

asfáltenos).

Durante las operaciones de extracción del petróleo, la mezcla bifásica

de petróleo crudo y agua de formación se desplazan en el medio poroso a una

velocidad del orden de 1 pie/día, lo que es insuficiente para que se forme una

emulsión.



16

Sin embargo, al pasar por todos los accesorios que conlleva el

transporte en superficie (bombas, válvulas, codos, restricciones, etc.) se

produce la agitación suficiente para que el agua se disperse en el petróleo en

forma de emulsión W/O estabilizada por las especies de actividad interfacial

presentes en el crudo. Las emulsiones formadas son macro-emulsiones W/O con diámetro de gota entre 0.1 a 100 μm.

Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsión:

Dos líquidos inmiscibles, como el agua y el aceite.

Suficiente agitación para dispersar uno de los

líquidos en pequeñas gotas en el otro.

Un agente emulsionante para estabilizar las gotas

dispersas en la fase continúa.

II.4. Campo Eléctrico

Todas las refinerías que reciben aceite conteniendo sal, utilizan

tratadores electrostáticos. En el campo apenas comienza su empleo,

incorporando una sección eléctrica en los tratados convencionales.

La base para la unión o coalescencia electrostática de las gotas la

proporciona la propia molécula de agua; formada por una parte de oxigeno y

dos de hidrógeno que al unirse configuran un campo eléctrico. El centro del

componente positivo, el hidrógeno, esta en un extremo y el componente

negativo, el oxigeno, esta en el otro (Figura 1-a). Esto es un dipolo y responde a

la aplicación de un campo eléctrico.



17

Bajo la influencia de un campo eléctrico una gota de agua se deforma

elipsoidalmente, (Fig. 1-b). Con el alargamiento de la gota, la película que la

rodea puede romperse, facilitando la coalescencia de gotas adyacentes.

Figura 1. Movimiento de una gota.

De mayor importancia es el desplazamiento de las gotas bajo el efecto

eléctrico. Las gotas adyacentes se alinean con las líneas de fuerza del campo

eléctrico y con el voltaje de la corriente alterna, las gotas se afectarán 120

veces/seg (Fig. 1-c).

Al mismo tiempo el electrodo positivo atrae a las cargas negativas y el

electrodo negativo a las cargas positivas. La fuerza de atracción para gotas del

mismo tamaño puede expresarse matemáticamente por la Ley de Coulomb:



18

donde q es la carga de la gota, x es la distancia entre los centros de las gotas y

εo la permitividad de la fase continua. La dirección del movimiento depende de

la polaridad de la carga y del campo eléctrico. Para una gota cargada por

contacto directo con un electrodo, la fuerza resultante es:

siendo εoil la constante dieléctrica relativa del crudo y E el campo eléctrico.

Esta fuerza ocasiona que la gota cargada emigre hacia el electrodo de

carga opuesta y se inicie entonces el contacto con otras gotas, permitiendo la

coalescencia. Para dos gotas polarizadas de igual tamaño alineadas en el

campo eléctrico, la fuerza de atracción es:

En un campo de corriente directa (D.C.), las gotas emigrarán en un

patrón continuo con una velocidad determinada por la viscosidad de la fase

continua. Las gotas gradualmente perderán su carga, dependiendo del tiempo

de relajación de la fase continua.

En el caso de corriente continua (A.C.), una gota cargada tenderá a

oscilar en una posición media entre los electrodos. Una gota puede llegar a

cargarse por otros mecanismos como: ionización, adsorción preferencial de

iones a la interfase (doble capa eléctrica) o transferencia de carga convectiva

desde un electrodo por la fase orgánica.



19

En investigaciones realizadas se ha podido estudiar el fenómeno que

hace que los voltajes de corriente directa (D.C.) sean tan efectivos y permitan

remover grandes cantidades de agua. Este principio se esquematiza en la

Figura 2. En esta figura se representa un crudo fluyendo verticalmente con una

sola gota de agua presente. A medida que la gota entra en el alto gradiente de

la corriente directa (D.C.) entre los electrodos, éste le induce una carga a la

superficie de la gota, que es igual a la del electrodo más cercano, por lo que

inmediatamente ambos se repelen y la gota es atraída hacia el electrodo de

carga contraria.

Cuando la gota se acerca al electrodo de carga contraria, la carga

superficial de la gota se altera por el gran potencial del ahora electrodo más

cercano, lo que hace que sea repelida de nuevo y atraída por el electrodo de

carga contraria. Este movimiento de la gota es una migración ordenada entre

los electrodos. Los altos potenciales de corriente directa (D.C.) retienen a las

gotas de agua hasta que sean suficientemente grandes como para sedimentar.

Considerando lo anteriormente expuesto para un sistema de una

emulsión W/O con miles de gotas de agua. Las gotas polarizadas (cargadas

mitad positivamente y mitad negativamente) tenderán a colisionar entre sí, por

lo cual la coalescencia ocurrirá más rápido. Este fenómeno también hace que

gotas en medios más viscosos colisionen y son necesarias altas temperaturas.



20

Campo D.C.

Figura 2. Movimiento de una gota de agua entre dos electrodos de polaridad dual.

Si la distancia entre partículas disminuye, la fuerza de atracción

aumenta en forma notable. La respuesta a la coalescencia ocurre en

centésimas de segundo.

Un aumento en el gradiente eléctrico podría acelerar el proceso, pero el

voltaje fluctúa entre 12 000 y 30 000 volts y varía inversamente proporcional a

la densidad del crudo y a la conductividad de la emulsión por tratar.

El proceso inicial es capacitivo, resultando quizás de la conducción

superficial en las gotas de agua que se tocan, más que de la conducción a

través de las gotas.

Esta fase inicial es influenciada por factores como: viscosidad de la fase

aceite, volumen de la fase dispersa y voltaje aplicado. En la última región la

conducción ocurre a través de las gotas (coalescencia), y la duración de está

zona se ve afectada por el voltaje aplicado y la presencia de aditivos químicos;

a mayor voltaje o mayor concentración de química, más rápida es la eliminación

de salmuera.



21

En la Figura 3 se ilustra esquemáticamente el proceso de

electrocoalescencia, el cual se lleva a cabo dentro del tanque de la Desaladora.

La longitud de las cadenas se hace mayor, formando puentes entre los electrodos.

La longitud de las cadenas se hace mayor, formando puentes entre los electrodos.

Figura 3. Esquema del proceso de electrocoalescencia.

II.5. Propiedades que intervienen en la estabilidad de la emulsión

a) Tensión interfacial. Una reducción de la tensión interfacial no es

suficiente para aumentar la estabilidad de la emulsión. Se ha encontrado

recientemente que los sistemas de tensión ultra-baja producen emulsiones

inestables.



22

Estudios de tensión interfacial dinámica entre crudo y agua muestran

que la tensión disminuye con el tiempo y que se requieren varias horas de

contacto para obtener un valor estable.

A partir de las mediciones de tensión interfacial (IFT) se puede concluir

que es la fracción de la resina que tiene la más alta afinidad por la interfase. Las

resinas pueden reducir el IFT a los valores cerca de 15 mN/m. Mientras que los

asfáltenos la reducen en 25 mN/m como valor límite. El valor para el petróleo

crudo es del orden de 30 mN/m, lo cual revela que hay otros componentes

externos o impurezas que influencian el IFT además de las resinas y asfáltenos.

b) Viscosidad de la fase externa. Una viscosidad alta en la fase

externa disminuye el coeficiente de difusión y la frecuencia de colisión de las

gotas, por lo que se incrementa la estabilidad de la emulsión. Una alta

concentración de las gotas también incrementa la viscosidad aparente de la

fase continua y estabiliza la emulsión. Este efecto puede ser minimizado

calentando la emulsión.

c) Tamaño de la gota. Gotas muy pequeñas menores de 10 μm

generalmente producen emulsiones más estables. Una amplia distribución de

tamaños de partículas resulta en general en una emulsión menos estable.

d) Relación de volumen de fases. Incrementando el volumen de la

fase dispersa se incrementa el número de gotas y/o tamaño de gota y el área

interfacial. La distancia de separación se reduce y esto aumenta la probabilidad

de colisión de las gotas. Todos estos factores reducen la estabilidad de la

emulsión.



23

e) Temperatura. Usualmente, la temperatura tiene un efecto muy fuerte

en la estabilidad de la emulsión. Incrementando la temperatura se reduce la

adsorción de surfactantes naturales y superficial. Todos estos cambios reducen

la estabilidad de la emulsión. En presencia de surfactantes aniónicos, un

aumento de temperatura aumenta la afinidad de estos por la fase acuosa,

mientras que lo inverso ocurre con surfactantes no-iónicos.

f) pH. La adición de ácidos o bases inorgánicos cambia radicalmente la

formación de películas de asfáltenos y resinas que estabilizan las emulsiones

agua-aceite. Ajustando el pH se puede minimizar la rigidez de la película que

estabiliza la emulsión y aumentar la tensión superficial. La estabilización de la

tensión interfacial depende del pH de la fase acuosa, por lo cual la adsorción en

la interfase presenta una histéresis que indica que las diferentes moléculas

emulsionantes (surfactantes naturales que contienen grupos ácidos y bases)

poseen cinéticas de equilibrio muy diferentes.

g) Envejecimiento de la interfase. A medida que la interfase envejece

la adsorción de los surfactantes se completa y debido a las interacciones

laterales entre las moléculas aumenta la rigidez de la película hasta un valor

estable en unas 3 a 4 horas. Esta película o piel alrededor de la gota llega a ser

más gruesa, más fuerte y más dura.

Además, la cantidad de agentes emulsionantes se incrementa por

oxidación, fotólisis, evaporación o por la acción de bacterias.

h) Salinidad de la salmuera. La concentración de la salmuera es un

factor importante en la formación de emulsiones estables. Agua fresca o

salmuera con baja concentración de sal favorecen la estabilidad de las



24

emulsiones. Por el contrario, altas concentraciones de sal tienden a reducirla.

i) Tipo de aceite. Los crudos con aceite de base parafínica usualmente

no forman emulsiones estables, mientras que los crudos nafténicos y de base

mixta forman emulsiones estables. Ceras, resinas, asfáltenos y otros sólidos

pueden influenciar la estabilidad de la emulsión. En otras palabras, el tipo de

crudo determina la cantidad y tipo de emulsionantes naturales.

j) Diferencia de densidad. La fuerza neta de gravedad que actúa en

una gota es directamente proporcional a la diferencia en densidades entre la

gota y la fase continua. Aumentando la diferencia de densidad por incremento

de la temperatura se logra aumentar la velocidad de sedimentación de las gotas

y por ende, se acelera la coalescencia.

k) Presencia de cationes. Los cationes divalentes como calcio y

magnesio tienen tendencia a producir una compactación de las películas

adsorbidas, probablemente por efecto de pantalla electrostática de un lado, y

por otro, la precipitación de sales insolubles en la interfase.

l) Propiedades reológicas interfaciales. Generalmente, cuando una

interfase con moléculas de surfactantes adsorbidas se estira o dilata se generan

gradientes de tensión. Los gradientes de tensión se oponen al estiramiento e

intentan restaurar la uniformidad de la tensión interfacial. Como consecuencia,

la interfase presenta una cierta elasticidad. Éste es el efecto llamado Gibbs-

Marangoni.



25

Capítulo III

DESALADO DE PETRÓLEO CRUDO



26

III. DESALADO DE PETRÓLEO CRUDO

El proceso de desalado consiste en la remoción de las pequeñas

cantidades de sales inorgánicas, que generalmente quedan disueltas en el

agua remanente, mediante la adición de una corriente de agua fresca (con bajo

contenido de sales) a la corriente de crudo deshidratado, ver figura 4.

Posteriormente, se efectúa la separación de las fases agua y crudo,

hasta alcanzar las especificaciones requeridas de contenido de agua y sales en

el crudo.

Las sales minerales están presentes en el crudo en diversas formas:

como cristales solubilizados en el agua emulsionada, productos de corrosión o

incrustación insolubles en agua y compuestos organometálicos como las

porfirinas.

Después de la deshidratación o del rompimiento de la emulsión, el

petróleo crudo todavía contiene un pequeño porcentaje de agua remanente.

Los tratamientos típicos anteriormente mencionados (adición de

desemulsionante, calentamiento, sedimentación y tratamiento electrostático)

pueden reducir el porcentaje de agua del crudo en intervalos de 0.2-1 %

volumen.

La salinidad de la fase acuosa varía desde 100 ppm hasta la

saturación, que es de 300 000 ppm (30 % peso); sin embargo lo usual es

encontrar salmueras en el rango de 20 000- 150 000 ppm (2 a 15 % peso). Por

comparación, el agua de mar contiene de 30 000- 43 000 ppm (3 a 4,3 % peso)

de sales disueltas.



27

El contenido de sal en el crudo normalmente es medido en libras de

cloruro, expresado como cloruro de sodio equivalente por 1 000 barriles de

crudo limpio (Libras por Mil Barriles, “LMB” o en inglés Pounds per Thousand

Barrels, “PTB”).

Cuando el crudo es procesado en las refinerías, la sal puede causar

numerosos problemas operativos, como disminución de flujo, taponamiento,

reducción de la transferencia de calor en los intercambiadores, taponamiento

de los platos de las fraccionadoras. La salmuera es también muy corrosiva y

representa una fuente de compuestos metálicos que puede envenenar los

costosos catalizadores. Por lo tanto, las refinerías usualmente desalan el crudo

de entrada entre 15 y 20 LMB para el caso de refinerías sencillas, en aquellas

de conversión profunda las especificaciones pueden ser más exigentes,

alcanzando valores de 1 LMB.

Figura 4. Esquema típico del Proceso de Desalado.



28

III.1. Proceso de Desalado de Petróleo Crudo

El desalado es una operación de separación por deshidratación. El

sistema de separación consiste en un deshidratador como primer paso y un

segundo paso en el desalado electrostático. La deshidratación y el desalado

están basados en un principio de coalescencia electrostática. Es decir, el

desalado utiliza un fenómeno conocido como coalescencia electrostática para

acelerar la separación de las pequeñas gotas de agua, fenómeno que puede

describirse como sigue.

Cuando dos líquidos inmiscibles, uno conductor y el otro no, pasan a

través de un campo eléctrico de alta intensidad, el líquido conductor,

coalesce formando pequeñas gotas y decanta por diferencia de densidades

separándose del petróleo crudo.

Esto es, la desaladora funciona debido a que tiene en su interior

suspendidas por medio de aisladores dos electroplacas (electrodos) en la

mitad superior del recipiente. Estas placas están cargadas eléctricamente a

voltajes que varían entre 13 000 a 33 000 volts, según el tipo de desaladora. La

corriente la proporcionan transformadores montados en la parte superior del

recipiente.



29

La corriente de alto voltaje es introducida al recipiente por medio de

cables que penetran por el buje (bushing) de entrada eléctrica.

El proceso de desalado puede dividirse en tres etapas:

calentamiento, mezclado y separación. El calor se usa para reducir la

viscosidad del crudo, el agua se dispersa (se disgrega en gotitas de 0.0005 a

0.00005 plg. para formar la emulsión) para disolver la sal y diluir la

concentración de sales en el agua que viene del crudo, el agua entonces es

separada del crudo por acción de un campo eléctrico.

Al estar el agua en forma de emulsión, se disuelve y engloba fácilmente

las sales y demás sólidos que hay en el aceite, pasando luego esta emulsión a

la desaladora, a través de una válvula mezcladora que termina de formar la

emulsión de crudo - agua.

Con pH's mayores de 7 del agua de lavado puede dificultarse la

ruptura de la emulsión debido a la formación bajo estas condiciones de sales

sódicas de sulfonatos, tienen gran actividad superficial y estabilizan la

formación de contaminantes.

Es evidente que económicamente hablando no se puede lograr una

solución satisfactoria para eliminar el contenido de sal en el petróleo crudo

utilizando solo una etapa, Figura 5. Esto es si la salinidad del agua producida

con el petróleo es mucho mayor de 20 000 ppm (agua de formación tiene una

concentración de 50 000 – 250 000 mg / L) por lo que dos etapas del sistema

(una deshidratación y otra etapa de desalación etapa) es lo mas aconsejable,

Figura 6.



30

Figura 5. Sistema de Desalado de una sola etapa.

Como se muestra en la Figura 6, el agua de lavado, también llamada

agua de dilución, se mezcla con el petróleo crudo procedente de la fase de

deshidratación.

El agua de lavado, que podría ser agua dulce, o agua con menor

salinidad que el remanente de agua, se mezcla con el agua remanente, por lo

tanto, diluye la concentración de la sal. La mezcla resulta en la formación de

agua de la emulsión de aceite.

El agua que se separa, sale a través del campo de producción de

tratamiento de aguas y el sistema de eliminación. En las dos etapas del

sistema de desalado, el agua de dilución, se añade en la segunda etapa, el

agua eliminada en la segunda etapa se recicla y se utiliza como agua de

dilución para la primera etapa de desalado. Dos etapas son los sistemas de

desalado que normalmente se utilizan para minimizar el agua de lavado.



31

La mezcla de petróleo crudo para desalado es normalmente realizada

por el bombeo del mismo (que es la fase continua) y el agua de lavado (que es

la fase dispersa) por separado se mueve a través de un dispositivo. El

dispositivo habitual de la mezcla es simplemente una válvula de la regulación.

En el tratamiento de emulsiones generalmente se utilizan métodos de

calefacción, químicos o eléctricos (o una combinación de ellos). En el desalado

se utiliza un proceso químico que implica la adición de agentes químicos y

agua de lavado, seguido por un calentamiento. En la solución el tiempo varía

desde unos pocos minutos a 2 horas. Algunos de los agentes químicos

comúnmente son: sulfonatos, alcoholes de cadenas largas y ácidos grasos.

Figura 6. Sistema de desalado de dos etapas.



32

III.2. Desalado Electrostático

En este caso, un campo eléctrico externo se aplica a las pequeñas

gotas de agua promoviendo la formación de gotas de diámetro mayor fuera del

petróleo. El campo eléctrico puede ser aplicado a cualquiera de las siguientes

modalidades:

• Cuando en el recipiente exista agua rica en emulsiones. La

corriente alterna (AC) es aplicada, alterando la polaridad de la

molécula de agua para favorecer a la coalescencia. Un

diagrama esquemático de coalescencia electrostática de AC

se muestra en la Figura 7.

• AC / DC sobre la superficie para obtener la máxima deshidratación. Una combinación de CA y CC (corriente

continua) se utiliza en este caso. La configuración básica de

este proceso se muestra en la Figura 8. La acción se produce

en la zona debajo de los electrodos, mientras que el campo

CC se produce entre electrodos adyacentes. Esta disposición

del arreglo alcanza un máximo de agua eliminada.

• Cuando la variación de los gradientes del campo eléctrico

aumenten para obtener la máxima reducción de sal. Si el

gradiente del campo se incrementa más allá de un cierto límite

campo eléctrico (CE), podrá favorecer al tamaño de las gotas

formadas.

Por lo tanto, el tamaño de gota puede ser controlado en la superficie de

la emulsión. El campo eléctrico (CE) puede ser utilizado tanto para mezclar

como para separar las gotas.



33

El proceso puede repetirse muchas veces durante el tiempo de

retención de las gotas dentro del campo eléctrico. La variación de la Tensión

crea la mezcla así como la coalescencia, se muestra en Figura 9.

En el proceso de Desalado Electrostático, se aplica un alto potencial de

campo eléctrico (16 500 – 33 000 V) y se hace a través de la solución en los

tanques para ayudar a coalescencia, como se muestra en la Figura 10. El

concepto electroquímico que se utiliza es referido a agentes químicos que

favorecen la generación de un campo eléctrico y se ilustra esquemáticamente

en la Figura 11.

En el proceso de desalado, es una práctica común aplicar suficiente

presión para eliminar cualquier pérdida de hidrocarburos debido a la

vaporización del petróleo. La presión que normalmente se utiliza en un proceso

de desalado se encuentra en el intervalo de 50-250 PSI.



34

Figura 7. Doble Polaridad campo AC/DC

Figura 8. Coalescencia Electrostática AC.



35

Figura H. Modulación de Voltaje.

Figura 9. Modulación de Voltaje.

Figura 10. Desalado Eléctrico.



36

Figura J. Sistema típico utilizado para el aprovechamiento

Figura 11. Sistema típico utilizado para el aprovechamiento electroquímico.

La aplicación del campo eléctrico sobre la emulsión induce a la

formación de dipolos eléctricos en las gotas de agua, lo que origina una

atracción entre ellas e incrementa su contacto y posterior coalescencia. Como

efecto final se obtiene un aumento en el tamaño de las gotas, lo que permite su

sedimentación por gravedad.

Cuando un líquido no conductor contiene una fase dispersa de un

líquido conductor, por ejemplo el agua, se somete a un campo electrostático,

las partículas conductoras o gotas dispersas son obligadas a conjuntarse por la

acción de tres fenómenos físicos:

• Las gotas se polarizan y tienden a alinearse con el campo

eléctrico. Esto hace que los polos eléctricos positivos y



37

negativos generados en los extremos de las gotas se ubiquen

adyacentes unos con otros. La atracción eléctrica resultante

permite el choque entre las gotas, lo cual ocasiona su

coalescencia.

• Las gotas son atraídas hacia los electrodos debido a una carga

inducida. Bajo un campo eléctrico alterno (AC), producto de

la inercia, las gotas pequeñas dispersas tienen una mayor

longitud de vibración que las grandes lo que promueve la

coalescencia.

• El campo eléctrico tiende a distorsionar las gotas con un

alargamiento de estas, lo que debilita la película emulsificante

absorbida en la interfase agua-crudo. El campo eléctrico

obliga a una partícula eléctrica a moverse rápidamente en

direcciones aleatorias, lo cual incrementa en gran medida la

posibilidad de coaliciones con otras gotas. Cuando estas

chocan entre sí a una velocidad razonable ocurre la

coalescencia.

III.3. Componentes de una Desaladora

a. Recipiente

Sus dimensiones están en función del tiempo de residencia requerido

para la capacidad de diseño, con el objeto de evitar turbulencias dentro del

recipiente que afecten la separación agua - crudo.



38

b. Válvula mezcladora

Va instalada en la línea de crudo a la entrada de la desaladora,

con manómetros a cada lado de la válvula, para medir la caída de presión, lo

cual va relacionada con el grado de emulsión crudo - agua requerida. Esta

válvula es operada manualmente y su propósito es el de mezclar el agua de

lavado añadida al crudo a un grado necesario para hacer contacto con todas

las gotas de salmuera en el crudo. La máxima caída de presión

recomendada es de 1.5 kg/cm2.

c. Distribuidor de entrada

Este dispositivo está diseñado para proporcionar la mezcla de crudo -

agua en forma uniforme a lo largo del recipiente. Por medio de éste se logra

también que el flujo entre al recipiente a baja velocidad, siendo este flujo

esencialmente laminar. Regularmente la mezcla de crudo - agua se introduce

por abajo del nivel de interfase, lo cual proporciona un lavado adicional del

crudo y una acción coalescente.

En casos donde los crudos son más pesados en el intervalo de 12 a 20

°API puede ser ventajoso introducir el crudo emulsionado arriba de la interfase

agua - crudo.

d. Colector de salida

Este dispositivo de línea interna está localizado en el recipiente arriba

de los electrodos, tan cerca del domo como sea mecánicamente posible. Esta

diseñado para absorber el crudo ya desalado a lo largo del recipiente, con el

objeto de evitar canalizaciones a través de la zona de electrodos.



39

e. Extracción de agua (salmuera)

Sobre la boquilla de extracción de salmuera, existe una placa en

forma de cuadro o disco, con el objeto de evitar canalizaciones y así impedir

que el aceite crudo entre la corriente de salmuera afluente.

Entrada y salida de agua

El circuito de agua para el desalado, normalmente cuenta con: un

tanque de almacenamiento del cual succiona una bomba, y sobre la línea de

descarga se tiene un controlador de flujo, antes de alimentar a los

cambiadores de calor contra la salmuera efluente. El agua parcialmente

caliente se inyecta a la corriente de crudo.

La salida de agua de la desaladora después de cambiar calor contra la

entrada pasa a través de una válvula de control de nivel de la interfase agua -

crudo.

f. Aisladores de soporte

Los electrodos están suspendidos por soportes unidos a la parte

superior del recipiente, estos se encuentran aislados por teflón sólido 100%

virgen de grado eléctrico.

g. Buje de entrada

La alimentación de energía eléctrica se logra a través de un cable

común y corriente blindado para alta temperatura y alto voltaje. Uno de sus

extremos se localiza en el interior de una caja de conexiones de acero dentro

del transformador y el otro extremo conectado al electrodo dentro del



40

recipiente. Toda tensión eléctrica tendiente a ocasionar fallas por caída

dieléctrica, es soportada por este cable.

Entre el recipiente y el transformador, el cable se encuentra alojado en

una tubería llena de aceite a presión, De esta manera el ensamblaje satisface,

las especificaciones de seguridad.

h. Electrodos

Electrodo superior

Este se encuentra localizado arriba de la línea media del recipiente y

arriba del electrodo inferior. Generalmente el electrodo superior está conectado

a tierra a la pared del recipiente.

Electrodo inferior

Este se encuentra localizado abajo del electrodo superior, cuando este

electrodo se encuentra energizado con alto voltaje de tres fases, se divide el

electrodo en tres rejillas de igual área para proporcionar un sistema

balanceado.

i. Suministro de energía eléctrica

La alimentación de corriente a los coalescedores electrostáticos está

provista de sistemas abastecedores de corriente limitada, con aislamiento de

aceite, Este incluye interruptores y medidores de corriente, voltaje y carga. El

interruptor está ajustado para proteger el sistema en caso de falla del

mecanismo limitador de la impedancia.



41

Cada unidad está provista de un “switch” accionado por un flotador

(bajo nivel) para desenergizar el sistema.

Interruptor de seguridad

Este mecanismo está diseñado para hacer contacto entre los

electrodos, cuando el recipiente no está lleno de líquido, esto impide que se

aplique corriente a los electrodos en estos períodos.

j. Controlador de nivel

Debido a que el recipiente se encuentra lleno con dos productos

separados, es necesario mantener un nivel de interfase, crudo arriba y

salmuera abajo, para esto se cuenta con un instrumento de medición de nivel

tipo flotador, el cual envía señal a un controlador, para que este a su vez

posicione una válvula de control ubicada en la línea de salida de salmuera.

Este se encuentra protegido para evitar que se columpie y está

suspendido por el brazo de torsión del controlador ubicado en la parte exterior

de la desaladora.

k. Muestreador ajustable

Para localizar el nivel de interfase en el interior de la desaladora se

cuenta con un muestreador ajustable “Swing” para extraer producto del interior

de la desaladora a diferentes alturas, moviendo un maneral con escala

graduada para seleccionar la altura a la que se quiera la muestra. Esta

supervisión es de apoyo al controlador automático que mantiene el nivel de

interfase agua – crudo.



42

l. Válvula de seguridad

Este es un dispositivo de seguridad, va instalado en la parte superior

de la desaladora para proteger al equipo de la alta presión, generalmente están

calibradas de 20 a 30 % arriba de la presión de operación.

m. Cama de agua

Es el nivel constante dentro del recipiente y es la interfase entre el

agua y el aceite.

Suministro de vapor.

La desaladora cuenta con una inyección de vapor, para vaporizar

cuando se vaya a destapar el recipiente.

Figura 12. Partes principales de una Desaladora. (Corte longitudinal)



43

Partes de la desaladora:

a. Recipiente. b. Válvula mezcladora.

c. Distribuidor de entrada. d. Colector de salida.

e. Extracción de agua. f. Aisladores de soporte

g. Buje de entrada. h. Electrodos.

i. Suministro de energía. j. Controlador de nivel.

k. Muestreador ajustable. l. Válvula de seguridad.

m. Cama de agua.

Figura 13. Partes principales de una Desaladora. (Vista 3D).



44

III.4. Principios operacionales de las desaladoras electrostáticas

Es adecuado que el principio de las operaciones dentro de una

refinería comience en los tanques de almacenamiento y tubería antes de entrar

al desalado electrostático, con la finalidad de disminuir los costos de

mantenimiento de la desaladora, logrando así en los procesos posteriores una

mejor operación y una reducción en los costos de operación por ensuciamiento

o taponamiento de los equipos y tuberías.

En primera instancia el crudo es precalentado con efluentes de la

destilación mediante cambiadores de calor, el agua que viene mezclada con el

petróleo conjunto con sus impurezas es el factor por el cual se alimenta agua

de lavado, la cual es inyectada antes de la bomba de carga o después de esta,

o inclusive a mitad del tren de precalentamiento o antes de entrar a la

desaladora, esto esta determinado por la calidad del crudo.

III.5. Tipos de Desaladoras

Existen varios tipos de desaladoras que difieren entre sí, básicamente

en la localización de la distribución de la emulsión (agua / aceite) y cada una

es capaz de adaptarse a cualquier aplicación de desalado; sin embargo sus

características particulares hacen que su funcionamiento sea para ciertos

servicios específicos, a continuación se muestra información sobre sus

características esenciales.



45

III.5.1. Cielectrica

Es una desaladora de un solo paso, elimina las sales como el cloruro

de sodio “NaCl” en un porcentaje mayor del 90 %, no permite la adecuada

remoción de sales hidrolizables de calcio y magnesio, tienen un distribuidor

ajustable que proporciona un flujo horizontal de la emulsión en el campo

eléctrico, se recomienda para flujos viscosos pesados y maneja flujos variables.

Ver Figura 14.

III.5.2. De baja velocidad

Alimenta la emulsión en la fase acuosa de donde esta fluye

verticalmente hacia el campo eléctrico, opera mejor para crudos ligeros a

medios, su desalado lo hace en dos etapas dentro del mismo recipiente o bien

con dos desaladoras en serie.

El agua de lavado fresca se alimenta a la segunda etapa, de esta se

manda a la primera, remueve el 90 % las sales como el cloruro de sodio “NaCl”

en la primera etapa y en la segunda remueve las sales como cloruros de calcio

“CaCl” y magnesio “MgCl”, así mismo la remoción de sedimentos en un 90 % y

los sólidos suspendidos de un 10 a un 40 %. Su eficiencia en desalado es del 94 -

99 % y se obtienen menor de 1.0 LMB (Ib/1000 Bls.) a la salida como cloruros.

Ver Figura 15.

III.5.3. Bieléctrica

Alimenta dos corrientes de la emulsión agua / aceite entre tres

electrodos permitiendo una mayor capacidad por unidad de volumen de

recipiente que las desaladoras de flujo vertical. Su eficiencia en el desalado es



46

del 98 - 99 % soporta más alta cantidad de sales a la entrada 100 LMB y con

contenidos de sales a la salida menor a 1 LMB, remueve del 10 al 15 % de

sólidos, disminuye el consumo de aditivos y disminuye considerablemente el

arrastre de aceites en el agua de salmuera. Ver Figura 16.

Figura 14. Corte transversal de una Desaladora Cielectrica.



47

Figura 15. Corte transversal de una Desaladora de Baja velocidad.



48

Figura O. Corte transversal de una Desaladora Bielectrica.

Tabla 4. Eficiencia y Antigüedad de las desaladoras más comunes.

Desalado Cieléctrico

Desalado Baja Velocidad

Desalado Dieléctrico (Doble parrilla de

alta velocidad)

Período 1950-1960 1970 1980-1990 Eficiencia 84-90% 90-94% 94-99%



49

Capítulo IV

EFECTO DE LOS PARAMETROS OPERACIONALES



50

IV. EFECTO DE LOS PARAMETROS OPERACIONALES

IV.1. Variables de Operación Claves para el Desalado Electrostático

a) Caudal y calidad de agua de lavado

b) Presión diferencial de la válvula mezcladora

c) Presión y temperatura del petróleo crudo en el recipiente

d) Voltaje y amperaje de la rejilla

e) Nivel de interfase agua – crudo

a) Línea de lavado del sedimento acumulado en el fondo de la

desaladora

Previene la acumulación de sólidos no solubles en el fondo del

recipiente, las desaladoras deben estar equipadas con un sistema de lavado de

sedimentos, este sistema remueve los sólidos acumulados por medio de

una línea con boquillas colocadas longitudinalmente dentro del fondo del

recipiente que adicionan agua de salmuera en lugar de vapor, su inyección

se efectúa por medio de una bomba de recirculación. Se recomienda usarlo

continuamente para evitar purgas directas al drenaje industrial, ya que se

pueden afectar el control de nivel de la interfase agua – aceite, así como el

medio ambiente.

b) Presión de la desaladora

Por diseño los equipos de desalado tienen una válvula reguladora de

presión a la salida, que tienen como función sostener la presión uniforme en el



51

equipo que es por lo regular 20 PSI (1.4 kg/cm2) arriba de la presión de

vapor de la mezcla agua - aceite en el recipiente, esta previene que el aceite

y el agua de vaporización expanda, forme gases en el recipiente y su reacción

se manifiesta en las variaciones de voltaje en sus lecturas, acarreo de agua en

el petróleo crudo desalado y pobre remoción en el desalado. Un buen

control de presión previene la gasificación, los cambios de características

fisicoquímicas dan lugar a este problema, un crudo ligero requiere mayor

presión que uno pesado.

b.1) Válvula mezcladora

La acción del mezclado depende directamente de la caída de presión

entre la entrada y la salida de la válvula, de ello dependerá la formación de la

emulsión y por ende un buen desalado y arrastre de agua en el crudo.

Si bien se requiere de un contacto efectivo en la válvula de mezclado,

esto provocará que el mezclado forme grandes o pequeñas gotas dentro de la

emulsión por lo que el agua se favorecerá al tener mas superficie de contacto

con todo lo removible.

Es por esto y la importancia de este equipo tan pequeño que se

presentan a continuación tres fenómenos básicos dentro de la válvula de

mezclado que favorecerán al proceso:



52

Figura 18. Buena Mezcla: Las micro gotas de agua son demasiado pequeñas para ser afectadas por la gravedad y por lo tanto se encuentran lejos de ser atraídas una a la otra para poder unirse.

Figura 17. Solución poco mezclada: Presenta una baja energía de mezclado que se encuentra contaminada, esto sin tener contacto con el agua filtrada.



53

c) Temperatura del petróleo crudo en la desaladora

La temperatura debe ser lo suficientemente alta para disminuir la

viscosidad del crudo y acelerar en lo posible la sedimentación del agua, el

intervalo de temperatura es de 120 a 140°C dependiendo del tipo de crudo.

Generalmente la desaladora no debe operar a temperatura mayor de 145°C

debido a que:

• Aumenta la conductividad originando consumos de energía

superiores.

• Aumenta la solubilidad del agua en el crudo favoreciendo el

mayor contenido de agua y sal.

d) Voltaje de la rejilla

En una buena operación se debe de mantener un voltaje mayor a los

340 volts y bajo amperaje ± 40 Amp. La variación entre una y otra

Figura 19. Esquema de una válvula de mezcla típica: la caída de presión es optimizada para asegurar el nivel de mezcla adecuado.



54

indicación señala que algo esta sucediendo en la interfase agua - aceite,

ya sea por alto nivel o por variación en la presión del recipiente por

gasificación, por lo que se deben efectuar los ajustes necesarios.

e) Interfase agua - aceite

El nivel de interfase agua - aceite ayuda a determinar el gradiente del

campo eléctrico principal así como el tiempo de residencia tanto del crudo

como del agua en la desaladora.

De las variables arriba mencionadas la que ha presentado el mayor

desafío para medirse y controlarse en forma confiable es ,sin duda, el nivel de

interfase agua - crudo, esto permite conocer en todo momento lo que esta

ocurriendo dentro del equipo, lo que permite tomar acciones correctivas,

teniendo las siguientes ventajas:

• Disminuye el número de emergencias producidas por la acción

de la protección eléctrica sobre los transformadores.

• Implica menos arrastres de agua hacia las torres

despuntadores con los siguientes desvíos de calidad en el

corte y perdidas de producción. Esto toma relevancia

especialmente cuando se hacen cambios de tanque de

alimentación de crudo frecuentes.

• Mejora el desalado en cuanto a la remoción de sales,

sedimentos y sólidos filtrables suspendidos y reduce el

contenido de aceite en el agua de salmuera.

• El nivel recomendado para la fase de agua es de 12 a 18

pulgadas debajo de la primea parrilla o tres o cuatro pulgadas

del fondo hacia el centro.



55

• El caudal y calidad del agua de lavado permite una mejor

remoción de sales y sedimentos.

El agua de lavado debe ser en cantidad necesaria y suficiente que de

acuerdo con la cantidad de sales debe estar dentro de un rango de un 3 al 5

% de crudos ligeros o semipesados y hasta un 7% para crudos pesados para

alta viscosidad y debe tenerse una temperatura más o menos de 80°C (mínimo)

y debe contener un máximo de 50 ppm de cloruros y un pH de 5.5 a 7.0, una

conductividad máxima de 240 S/m, una alcalinidad F=0 ( Formalidad [número

de peso-fórmula-gramo por litro de disolución]) y una alcalinidad M=96

(Molaridad [es el número de moles de soluto por cada litro de disolución]) con

un contenido de nitrógeno amoniacal de 3.0 M.

Cuando se utilicen aguas amargas o desflemadas alcalinas el

contenido de compuestos amoniacales debe de ser de 70 ppm, una

conductividad máxima de 140 S/m y un pH de 7.5. La ventaja de usar este tipo

de agua es neutralizar parte del ácido clorhídrico y disminuir la cantidad de

amina neutralizante y, por lo tanto, se reduce la corrosión.

El uso de sosa sustituye a un segundo paso de desalado en cuanto

a la adecuada eliminación de sales hidrolizables aminorando la agresividad en

el domo de la torre fraccionadora y, por consecuencia, las velocidades de

corrosión, de desgaste y así mismo de ácidos nafténicos formándose sales de

naftenatos.

Esta no es una operación fácil y se recomienda su uso cuando el

contenido de ácidos nafténicos es mayor a 1.0, pero asegurándose que el pH

de la salmuera no exceda de 7.0, para evitar la emulsión de naftenato de

sodio y formación de un sulfato estable. Con un pH de 7.0 son neutralizados



56

aproximadamente un 30% de ácidos nafténicos, se recomienda que la

temperatura de la desaladora este arriba de 130°C.

IV.2. Efectos de un Desalado Deficiente

Incremento de gastos de mantenimiento

Corridas o índices operacionales cortos

Da lugar a paros y baja calidad de los productos

Incrementa la corrosión. Incrementa el ensuciamiento de los

equipos, (cambiadores de calor, domos de torres, etc.)

Incrementa el costo de tratamiento de agua de lavado

Incrementa los gastos de consumo de reactivos, (inhibidor de

corrosión)

Desactiva catalizadores por el sodio y metales

Baja en la Producción de gasolina despuntada y amarga

Combustóleo de baja calidad

IV.3. Variables de Proceso

Las variables del proceso se dividen básicamente en tres tipos:

IV.3.1. Variables no Controlables:

a) Calidad del Crudo

b) Corrientes de Proceso

c) Calidad del agua de lavado

d) Temperatura del desalado



57

a) Calidad del Crudo.

El crudo generalmente se encuentra mezclado con un gran número de

contaminantes cuando es extraído de los pozos. Dependiendo del método de

transportación, el crudo recibido en los centros de refinación esta contaminado

básicamente con salmuera, sales, sedimentos básicos y sólidos filtrables.

Todos estos dos contaminantes en conjunto determinan la calidad de un crudo

con respecto a otro.

b) Corrientes de Proceso (“Slop”).

Algunas veces, el añadir corrientes de proceso al crudo afecta

desfavorablemente a la desemulsificación. Por la naturaleza de su procedencia,

las corrientes de proceso pueden contener aditivos y/o polímeros, además

otras sustancias, que pueden desestabilizar la emulsión agua-aceite dentro de

la desaladora, disminuyendo así la eficiencia del desalado.

c) Calidad del agua de Lavado.

El agua de lavado debe alimentarse en una cantidad suficiente, de

acuerdo con la cantidad de sales según el tipo de crudo a desalar, se ubique

dentro de un intervalo de un 3 - 5% para crudos ligeros o semipesados y hasta

un 7% para crudos pesados. Para alta viscosidad, debe tenerse una

temperatura más o menos de 80ºC y contener un máximo de 50 ppm de

cloruros y un pH de entre 5.5-7, y una conductividad máxima de 240 S/m.

d) Temperatura.

La mayoría de las desaladoras operan con temperaturas entre 130 y

140°C; la temperatura afecta la densidad relativa y la viscosidad del aceite con

respecto al agua.



58

El agua se sedimenta cuando la viscosidad y la densidad del aceite son

muy bajas. Sin embargo, la conductividad del aceite generalmente se

incrementa con la temperatura y aunque este efecto no es muy significativo,

algunos crudos son particularmente conductores y exhiben un aumento en el

amperaje conforme se va aumentando la temperatura. No obstante, la

temperatura requerida en la desaladora se relaciona directamente con la baja

viscosidad.

Generalmente la desaladora no debe operar a una temperatura mayor

de 145°C ya que principalmente aumenta:

la conductividad originando mayor consumo de energía.

la solubilidad del agua en el crudo favoreciendo el mayor

contenido de agua y sal en el mismo, dificultando así la separación de

ambos.

IV.3.2. Variables Controlables:

a) Cantidad de agua de lavado

b) Energía de mezclado (ΔP)

c) Nivel de interfase

d) Tipos y cantidad de aditivos químicos

e) Lugar de inyección de agua de lavado



59

a) Cantidad de agua de lavado (%).

El desalado es una extracción acuosa, y puede tal vez asemejarse al

lavado de petróleo crudo; y al igual que en algunos procesos de lavado se

requiere de una proporción suficiente de agua. La recomendación usual es de

5% vol. Debe existir agua suficiente para que haya una coalescencia efectiva y

por lo tanto una buena separación, aunque también debe cuidarse la

proporción de agua agregada para asegurarse de no causar problemas tanto

en el tiempo de residencia del crudo, como en el riesgo de una caída súbita de

voltaje. Este último ocasionaría que los dispositivos de protección del electrodo

energizado se accionarán debido a la cantidad excesiva de agua en la

desaladora, y que, eventualmente, resultaría en un paro no programado de la

misma.

b) Energía de Mezclado (ΔP).

Para extraer las impurezas disueltas o suspendidas en el agua, se

requiere que el agua y el crudo sean mezclados. Como en cualquier extracción,

a un buen mezclado una buena separación; sin embargo, un mezclado

excesivo puede formar una emulsión muy estable que la desaladora no pueda

romper y, por tanto, el agua que contiene las sales puede ser arrastrada junto

con el crudo.

La energía de mezclado es controlada con la válvula mezcladora que

está ubicada justo antes del tanque desalador. En una desaladora, la

optimización de la energía de mezclado se lleva a cabo con incrementos

graduales en la presión de mezclado y analizando el contenido de sedimentos

básicos y agua (A&SB).



60

Un desalado puede optimizarse fácilmente con respecto al mezclado,

mediante incrementos en la caída de presión de la válvula mezcladora y

mediciones de contenido de sal, aproximadamente cada dos horas.

c) Nivel de la Interfase.

Está variable es importante, ya que define el tiempo de residencia del

crudo y del agua en las desaladoras y, por lo tanto, la eficiencia del proceso de

desalado. Un nivel bajo provoca arrastre de grasas y aceites en la salmuera,

mientras que un nivel alto (sin llegar a los electrodos) permite arrastre de agua

y sedimento en el crudo desalado. El nivel de interfase agua-crudo además

ayuda a determinar el gradiente del campo eléctrico principal.

d) Tipo y cantidad de aditivos químicos.

Estos reactivos se agregan generalmente para ayudar al desalado.

Sus funciones principales son:

Ayudar a la coalescencia del agua.

Humedecer los sólidos para facilitar su separación.

Permitir la dispersión de los hidrocarburos en la fase acuosa.

Ayudar al rompimiento de la emulsión.

Estos productos conocidos como desemulsifícantes, se adicionan al

aceite en una proporción de 3-10 ppm Volumen. Enseguida de la bomba de

carga y adelante del suministro de agua. Generalmente son productos solubles

en el aceite de manera que una vez adicionados al crudo, éste queda

preparado antes de que el agua sea inyectada.



61

e) Lugar de inyección de aditivos y agua para desalado.

El agua se adiciona normalmente justo antes de la válvula mezcladora.

Algunas refinerías dividen la inyección de agua para desalado localizando un

segundo punto de entrada, tradicionalmente 1% Vol. arriba del tren de

precalentamiento para ayudar a mantenerlo limpio.

IV.3.3. Variables implícitas:

a) Voltaje y Amperaje.

El voltaje y el amperaje son registrados y leídos de acuerdo con las

condiciones imperantes en la desaladora. Un alto nivel de interfase y emulsión

en el campo se manifiesta en forma de una corriente elevada, y,

consecuentemente, se producirá una caída en el voltaje. De cualquier modo un

registro de una corriente elevada no necesariamente es síntoma de problemas

de emulsión o de nivel, puesto que como se menciona anteriormente, algunos

crudos presentan alta conductividad, y esto provoca que al desalarlos se

presente en la desaladora bajo voltaje y elevada corriente, aunque todas las

demás variables que intervienen en el proceso estén en los intervalos normales

de operación.

En una buena operación se debe mantener un voltaje mayor a los 440

volts y amperaje ± 40 amperes. La variación entre una y otra da indicación de

que algo esta sucediendo en la interfase agua-aceite ya sea por alto nivel o por

variación en la presión del recipiente por gasificación, por lo que se debe

efectuar los ajustes necesarios.



62

Capítulo V

FALLAS MÁS COMUNES EN LAS DESALADORAS ELECTROSTÁTICAS



63

V. FALLAS MÁS COMUNES EN LAS DESALADORAS ELECTROSTÁTICAS

V.1. Alto contenido de sal en el crudo desalado

Causa Principal: El contacto insuficiente entre el agua de lavado y el aceite

crudo.

Causas secundarias:

Baja caída de presión en la válvula mezcladora.

Agua de lavado insuficiente.

Baja temperatura de operación.

Exceso de crudo en la carga con respecto a la capacidad de

diseño.

Solución:

Aumentar la Caída de Presión

Aumentar la cantidad de agua

Aumentar temperatura de operación

Reducir la cantidad de aceite crudo a proceso



64

V.2. Alto contenido de agua en el crudo desalado

Causa Principal:

La Emulsión del agua de proceso y el aceite crudo es

demasiado estable.

Altura de la interfase demasiado alta.

Causas secundarias:

Caída de presión de la válvula mezcladora demasiado alta.

Baja calidad de agua de proceso. (Lavado)

Exceso en la cantidad de agua de lavado.

Temperatura de operación demasiado baja.

Alto contenido de agua y sedimento en la corriente de aceite

crudo.

Válvula de drenado demasiado pequeña.

El flotador o controlador descompuesto.

Disminución en el peso específico del aceite crudo de proceso.

Solución:

Reduzca la caída de presión.

Mantener el pH del agua de lavado entre 6 y 8 o use otra clase

de agua.

Disminuya la cantidad de agua.

Aumente la temperatura de operación.



65

Haga una mezcla de aceite crudo con menor contenido de agua

y sedimento.

Reduzca la cantidad de crudo a la cantidad de agua agregada.

Arreglar el equipo descompuesto.

Ajuste el controlador de nivel del agua.

Solución Secundaria:

Inyecte vapor a través del sistema de vaporización de la

desaladora.

Utilice un desemulsificante inyectándolo en la succión de la

bomba de carga.

V.3. Agua drenada demasiado manchada de aceite crudo Causas Principales:

La emulsión del agua de proceso (lavado) y aceite crudo es

demasiado estable.

Altura de la interfase demasiado baja.

Causas Secundarias:


Baja calidad de agua de proceso.



66

Exceso de cantidad de agua de lavado.

Temperatura de operación demasiado baja.

Alto contenido de agua y sedimento en la corriente de aceite

crudo.

El controlador del nivel de agua a la válvula de drenado

descompuesto.

Aumento en el peso específico del aceite crudo de proceso.

Soluciones:


Mantener el pH del agua de lavado entre 6 y 8 o use otra clase

de agua.


Aumente la temperatura de operación.

Haga una mezcla de aceite crudo con menor contenido de agua y

sedimento.

Reduzca la cantidad de crudo a la cantidad de agua agregada.

Arreglar el equipo descompuesto.

Ajuste el controlador de nivel del agua.

Soluciones Secundarias:

Inyecte vapor a través del sistema de vaporización de la

desaladora.

Utilice un desemulsificante inyectándolo en la succión de la

bomba de carga.



67

V.4. Variaciones Continuas en el Voltaje Causas Principales:

Formación de gas.

La emulsión de agua de lavado y el aceite crudo es demasiado

estable.

Altura de la interfase demasiado alta.

Causas Secundarias:

Temperatura de operación demasiado alta.

Presión de operación de la desaladora demasiado baja.


Baja calidad de agua de proceso.

Exceso en la cantidad de agua de proceso.

Válvula de drenado demasiado pequeña.

El flotador o controlador descompuesto.

Disminución en el peso específico del crudo.

Soluciones:

Disminuya la temperatura de operación.

Aumente la presión de operación.

Reduzca la caída depresión.

Mantenga el pH del agua de proceso (lavado) entre 6 y 8 o use

otra clase de agua.




68

Reduzca la cantidad de crudo a la cantidad de agua agregada,

Ajuste el controlador de nivel de agua.

Soluciones Secundarias:

Disminuya la temperatura de operación.

Aumente la presión de operación.


Mantenga el pH del agua de proceso (lavado) entre 6 y 8 o use

otra clase de agua.


Reduzca la cantidad de crudo a la cantidad de agua agregada,

Ajuste el controlador de nivel de agua.

V.5. Voltaje Demasiado bajo y luces piloto débiles Causa Principal:

Corto Circuito

Causa Secundaria:

Emulsión estable en el área de electrodos.

Conector (“bushing”) de alto voltaje dañado.

Aislante dañado.

Electrodo a tierra

Transformador dañado



69

Soluciones:

Suspenda la inyección del agua de proceso, espere y vea si el

área de los electrodos se limpia, si no, quite la corriente por dos

horas y conecte nuevamente, observe que el voltaje vuelve a ser

normal. Si es normal inicie la inyección de agua de proceso sin

caída de presión en la válvula mezcladora, incrementándola

lentamente hasta el nivel de desalado requerido.

Reemplace el conector por uno nuevo.

Reemplace el aislante por uno nuevo.

Quite "de tierra" el electrodo.

identifique la parte dañada y repárela.



70

V.6. Evaluación Económica del Proceso en general

Para una desaladora con los siguientes datos:

Capacidad = 30 000 Bls./día = 198 750 L/h.

Inversión 1999= 2 200 000 Dlls. $ 27 500 000.00

Se cuenta con los índices Para actualizar la inversión.

CE 2010 = 525.6

CE 1999 = 390.6

Para actualizar la inversión:

I 2010 = I 1999 × (CE 2010 ÷ CE 1999 )

I 2010 = $ 27 500 000 × ( 525.6 ÷ 390.6 )= $ 37 004 608

Periodo de Amortización = 100/7% de ISR= 14.3 (Pa)

Amortización anual.

α= I 2010 ÷ Pa.

α= $ 37 004 608.÷ 14.3 = $ 2 587 734.8



71

Gastos totales del Desalado Electrostático.

Se consideraron los costos mas importantes dentro del proceso como

lo son:

Amortización

Agua de Enfriamiento

Energía

Mantenimiento

Suministros diversos ( Químicos, aditivos , agua de servicio)

Mano de obra

Cálculos:

• Agua de enfriamiento:

Se consumen 63 gpm

Precio del agua para uso industrial= 1.53 $/m3

63 gal/min × ( 3.785 L/1 gal)= 238.5 L/min × (525 600 min/año) = 125

355 600 L/año

= 125 355.6 m3/año × 1.53 $/m3 = 191 794 $/año

• Energía:

La Desaladora tiene una potencia de 20 Kw, los cálculos se basan en

la estimación de un año 365 días de trabajo para el equipo



72

Precio de la electricidad de uso industrial= 1.063 $/Kwh

20 Kw de potencia por 8760 h de un año.

20 Kw × 8760 h =175200 Kwh

175200 Kwh × 1.063 $/Kwh= 186 238 $/año

• Mantenimiento:

Este costo varia entre 3 y 8 % de la inversión de la planta por año pero

para este proceso se tomara un promedio de 5.5% de acuerdo a la inversión de

la planta.

I 2010 = 37 004 608 $/año

Mantto= 0.055 × (37 004 608 $/año)= 2 035 254 $/año

• Suministros diversos:

Se considero un 0.15% de la inversión de la planta

Suministros = (1.5 × 10 -3) × (37 004 608 $/año)= 55 507 $/año

• Mano de Obra:

El número del personal y operadores depende de la planta, siendo esta

una planta pequeña a comparación de las demás en la refinería, se considera

lo siguiente:



73

Numero de Personas Ingenieros 3 Operadores 3 Técnicos 6 Total 12

Tabla 5. Relación de personal operando el proceso de Desalado Electrostático.

Se asume un salarió anual por trabajador de $ 132 219

Por lo que la Mano de obra resulta:

12 personas × $ 132 219 = 1 586 628 $/año

Gastos Totales = Agua de enfriamiento + Energía + Mantenimiento

+ Suministros diversos + Mano de Obra

GT Desalado= 191 794 $/año + 186 238 $/año + 2 035 254 $/año +

55 507 $/año + 1 586 628 $/año = $ 4 055 420 /año

Estos gastos se reducen considerablemente por concepto de los daños

ocasionados por un desalado deficiente.

Por otra parte se calcula el Costo de tubería unitaria, este nos servirá

como referencia para considerar la corrosión posterior al proceso de desalado

si no se consideran las soluciones a sus fallas.



74

El diámetro de salida de la desaladora (salida del crudo) es de 14”, con

este dato ingresamos a la grafica para obtener el costo de instalación de la

tubería, el cual resulta 56 Dlls/ft, para convertirlas a medidas del SI y moneda

nacional.

Costo de tubería unitario

56 Dlls/ft × (1 ft/ 0.3048 m) × (1 000 m/ 1 Km) = 183 727 Dlls/Km = $ 2

296 587.9/año

Y su mantenimiento estará afectado por el 5.5% utilizado con

anterioridad:

Mantenimiento de tubería = $ 2 296 587.9/año × 0.055 = $ 126

312.3/año



75

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES



76

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

En la investigación realizada se reúnen las características principales

de uno de los procesos más importantes de la refinación, dado que es el

principio con el que se pueden evitar los elevados costos por mantenimiento

debido a la corrosión, obstrucción o taponamiento en la tubería y equipos

subsecuentes que transportan el hidrocarburo.

El procedimiento para asegurar que el crudo contenga el mínimo de sal

e impurezas, se denomina generalmente como desalado. Sin embargo

este término no es completamente descriptivo de los beneficios

derivados de un desalado eficiente. Mientras que el desalado elimina las

sales dañinas y humedad residual, también elimina impurezas destructivas

como lodo, arena, óxido de hierro, sulfuro de hierro y arsénico que envenenan

los catalizadores, (elimina la actividad de los catalizadores).

El desalado electroestático como proceso de separación dentro de la

industria petrolera presenta varias ventajas, principalmente la disminución en

los costos de mantenimiento, las corridas o índices operacionales que son de

más prolongadas, se evitan los paros y por lo tanto el aumento en la calidad del

producto, se disminuye considerablemente la corrosión, disminuye el

ensuciamiento de los equipos (Cambiadores, de calor, domos de torres, platos

de torres destiladoras etc.), disminuye el costo de tratamiento de agua de

lavado así como los gastos por concepto de consumo de reactivos (inhibidor de

corrosión), evitar la desactivación de catalizadores, aumento en la producción

de gasolina despuntada y amarga, y por ultimo obtener una producción de

combustóleos.



77

Existen numerosos procesos de desalado de petróleo crudo, sin

embargo en este compilado de información acerca del mismo, se toma en

cuenta que el campo eléctrico es un medio sumamente efectivo para la

separación de emulsiones de agua en aceite. Del tipo de emulsiones también

depende la eficacia del desalado electroestático, factores como la Dispersión y

Coalescencia, esto gracias a la adición de agentes químicos que ayudan y

favorecen a estos fenómenos.

Al evaluar la parte económica de este proceso así como los insumos se

puede observar que se pueden reducir si se habla de un desalado eficiente, los

cálculos de tubería dentro del proceso sirve para referencial el daño por

corrosión que ocasiona.

Cabe señalar que es de gran importancia que el crudo sea desalado de

la mejor forma posible ya que la contaminación que surge a partir de drenar el

equipo lleva consigo salmuera con trazas de crudo que pudiera dañar el

ecosistema en caso de derrame o fuga en el alcantarillado de las refinerías.

El desalado de petróleo es siempre una operación difícil. Las

dificultades que presentan requieren un examen detallado por parte de los

diseñadores del desalador electrostático y la atención constante de los

operadores de la planta. Cuando los operadores y diseñadores en conjunto

hacen notar estos problemas, se puede mejorar el proceso de acuerdo a los

requerimientos del petróleo en cuestión.



78

BIBLIOGRAFÍA



79

BIBLIOGRAFÍA

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Tulsa, (1992).

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Desalado de Crudos Pesados y Extrapesados Mediante separadores

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ii. http://www.conagua.gob.mx/CONAGUA07/Noticias/INFO

iii. http://www.sener.gob.mx/webSener/portal/index

iv. http://www.natcogroup.com/



81

GLOSARIO



82

GLOSARIO

A&S: Es la abreviatura designada para hacer referencia a agua y

sedimento en las emulsiones, principalmente compuestos por agua salada,

sólidos como arenas, lodos, sales (cloruro se sodio NaCl, Cloruro de magnesio

MgCl2 y Cloruro de Calcio CaCl2).

Acumulador: Recipiente cuyo principal objetivo es el de almacenar los fluidos

después de un condensador.

Aditivo: Sustancia química agregada a un producto para mejorar sus

propiedades, en el caso del desalado dicha sustancia es utilizada en

proporciones considerables de acuerdo a las características de la alimentación

el petróleo crudo, para cambiar las características del mismo y para mejorar

sus propiedades.

Adsorción: Proceso en el cual átomos, iones o moléculas son atrapadas o

retenidas en la superficie de un material, por lo que la sustancia es acumulada

en una determinada superficie interfacial entre dos fases y como resultado se

tiene la formación de una película líquida en la superficie de un cuerpo líquido.

Agente emulsionante: Sustancia química que permite que el petróleo se

aglomere en pequeños glóbulos que quedan en suspensión en un medio

acuoso.



83

Agua amarga o desflemada: Es el agua que proviene del interior de la

desaladora, en general su contenido arrastra sales, lodos, y la formación de

acido clorhídrico.

Agua remanente: Es básicamente agua salada: esta es la que procede del

pozo petrolero y viene su nombre por su alto contenido salino. (Salmuera), los

pozos contienen en línea general agua salina, petróleo, gas, y H2S.

Amperaje: Es la fuerza o la potencia en una corriente eléctrica circulando entre

dos puntos, estos son el negativo y el positivo a través de un conductor o cable

eléctrico.

Asfáltenos: Compuestos químicos orgánicos, resultan de la destilación

fraccionada del petróleo crudo y representan los compuestos más pesados y

por tanto, los de mayor punto de ebullición.

Buje: pieza de unión mecánica entre dos partes, posiblemente en

movimiento o un punto de unión reforzado dónde un ensamble mecánico es

acoplado a otro.

Campo eléctrico: Es un campo de fuerza creado por la atracción y

repulsión de cargas eléctricas (la causa del flujo eléctrico) y se mide en Voltios

por metro (V/m). El flujo decrece con la distancia a la fuente que provoca el

campo.



84

Los campos eléctricos estáticos (también conocidos como campos

electrostáticos) son campos eléctricos que no varían con el tiempo (frecuencia

de 0 Hz). Los campos eléctricos estáticos se generan por cargas eléctricas fijas

en el espacio, y son distintos de los campos que cambian con el tiempo, como

los campos electromagnéticos generados por electrodomésticos, que utilizan

corriente alterna (AC) o por teléfonos móviles, etc.

Catalizador: Propiamente dicho es una sustancia que está presente en una

reacción química en contacto físico con los reactivos, y acelera, induce o

propicia dicha reacción sin actuar en la misma.

Caudal: Cantidad de fluido que pasa por determinado elemento en la unidad

de tiempo. Normalmente se identifica con el flujo volumétrico o volumen que

pasa por un área dada en la unidad de tiempo.

Coalescencia: Propiedad o capacidad de ciertas sustancias y cosas para

unirse o fundirse con otras en una sola.

Combustóleo: Aceites pesados provenientes del proceso de refinación;

utilizados como combustibles en plantas de generación de energía, en la

industria, en barcos, etc.

Conductividad eléctrica: Propiedad natural, característica de cada cuerpo que

representa la facilidad con la que los electrones (y poros en el caso de los

semiconductores) pueden pasar por él. Varía con la temperatura.

Constante dieléctrica: (o Permitividad relativa) es una constante física que

describe cómo un campo eléctrico afecta y es afectado por un medio. Es

determinada por la habilidad de un material de polarizarse en respuesta a un



85

campo eléctrico aplicado y, de esa forma, cancelar parcialmente el campo

dentro del material.

Corriente alterna: (abreviada CA en español y AC en inglés, de Alternating

Current) a la corriente eléctrica en la que la magnitud y dirección varían

cíclicamente. La forma de onda de la corriente alterna más comúnmente

utilizada es la de una onda senoidal, puesto que se consigue una transmisión

más eficiente de la energía. Sin embargo, en ciertas aplicaciones se utilizan

otras formas de onda periódicas, tales como la triangular o la cuadrada.

Corriente continúa: (CC en español, en inglés DC, de Direct Current) es el

flujo continuo de electrones a través de un conductor entre dos puntos de

distinto potencial. A diferencia de la corriente alterna (CA en español, AC en

inglés), en la corriente continua las cargas eléctricas circulan siempre en la

misma dirección (es decir, los terminales de mayor y de menor potencial son

siempre los mismos). Aunque comúnmente se identifica la corriente continúa

con la corriente constante (por ejemplo la suministrada por una batería), es

continua toda corriente que mantenga siempre la misma polaridad.

Corrosión (Electroquímica): Proceso electroquímico en el cual un metal

reacciona con su medio ambiente para formar óxido o algún otro compuesto.

La celda que causa este proceso está compuesta esencialmente por tres

componentes: un ánodo, un cátodo y un electrolito (la solución conductora de

electricidad). El ánodo es el lugar donde el metal es corroído: el electrolito es el

medio corrosivo; y el cátodo, que puede ser parte de la misma superficie

metálica o de otra superficie metálica que esté en contacto, forma el otro

electrodo en la celda y no es consumido por el proceso de corrosión. En el



86

ánodo el metal corroído pasa a través del electrolito como iones cargados

positivamente, liberando electrones que participan en la reacción catódica. Es

por ello que la corriente de corrosión entre el ánodo y el cátodo consiste en

electrones fluyendo dentro del metal y de iones fluyendo dentro del electrolito.

Densidad: magnitud referida a la cantidad de masa contenida en un

determinado volumen.

Desalado: Proceso en el cual su principal objetivo es el disminuir el contenido

de sal de los hidrocarburos, generalmente los petróleos crudos, ocasionando

con esto la reducción de la corrosión en procesos siguientes.

Desalado electrostático: Proceso mediante el cual se elimina las impurezas al

petróleo crudo (Sales, lodos etc.) por medio de la aplicación de una carga

eléctrica.

Desaladora: Recipiente horizontal utilizado en la eliminación de sal del crudo

de carga a la torre de destilación atmosférica. La alimentación del crudo a la

desaladora proviene de tanques de almacenamiento, conjunto con el crudo se

alimenta vapor el cual sirve para la formación de Emulsión que mediante

cargas electrostáticas, por medio de electrodos.

Destilación atmosférica: Es un proceso de separación el cual se basa en la

transferencia de masa entre las fases líquido-gas de una mezcla de

hidrocarburos. Permite la separación de componentes en función de su punto

de ebullición. Para que se produzca el fraccionamiento o separación, es



87

necesario que exista un equilibrio entre las fases líquido y vapor, que es

función de la temperatura y presión del sistema. Así los componentes de menor

peso molecular se concentran en la fase vapor y los de peso mayor, en el

líquido. Las columnas se diseñan para que el equilibrio líquido-vapor se

obtenga de forma controlada y durante el tiempo necesario para obtener los

productos deseados.

El proceso consiste en vaporizar el crudo y luego condensar los hidrocarburos

en cortes definidos, modificando la temperatura a lo largo de la columna

fraccionadora.

La fase líquida se obtiene mediante reflujos, que son recirculaciones de

hidrocarburos que retornan a la columna después de enfriarse intercambiando

calor con fluidos refrigerantes o con carga más fría. La columna de destilación

está diseñada con bandejas de platos, que es donde se produce el equilibrio

entre los vapores ascendentes y los líquidos que descienden.

Dipolo Eléctrico: Es un sistema de dos cargas de signo opuesto e igual

magnitud cercanas entre sí. Los dipolos aparecen en cuerpos aislantes o

dieléctricos. A diferencia de lo que ocurre en los materiales conductores, en los

aislantes los electrones no son libres. Al aplicar un campo eléctrico a un

material dieléctrico este se polariza dando lugar a que los dipolos eléctricos se

reorienten en la dirección del campo disminuyendo la intensidad de éste.

Electrodo: Un electrodo es un conductor utilizado para hacer

contacto con una parte no metálica de un circuito. Un electrodo en una celda



88

electroquímica, se refiere a cualquiera de los dos conceptos, sea ánodo o

cátodo.

El ánodo es definido como el electrodo al cual los electrones vienen de la celda

y ocurre la oxidación, y el cátodo es definido como el electrodo en el cual los

electrones entran a la celda y ocurre la reducción. Cada electrodo puede

convertirse en ánodo o cátodo dependiendo del voltaje que se aplique a la

celda.

Emulsión: Una emulsión es una dispersión termodinámicamente inestable de

dos o más líquidos inmiscibles o parcialmente miscibles. Los diámetros de las

gotas líquidas que se encuentran dispersas se encuentran en el rango de 0.1 y

20 ìm. Aunque se traten de dispersiones termodinámicamente inestables, las

emulsiones pueden convertirse en cinéticamente estables gracias a la

presencia de agentes tensoactivos que presentan la capacidad de absorción en

las superficies de las gotas. En la mayoría de las emulsiones una de las fases

es acuosa y la otra un aceite polar. Las emulsiones con el aceite como fase

dispersa se conocen como emulsiones de aceite en agua (oil-in-water, o/w) y

las emulsiones con agua como fase dispersa se conocen como emulsiones de

agua en aceite (water-in-oil, w/o).

Esquisto: grupo de rocas que se forman mediante un proceso llamado

metamorfismo, el cual implica la fusión de la roca madre y se da indistintamente

en rocas ígneas, rocas sedimentarias u otras rocas metamórficas, cuando

éstas quedan sometidas a altas presiones (de alrededor de 1.500 bar),

altas temperaturas (entre 150 y 200 °C) o a un fluido activo (que provoca

cambios en la composición de la roca, aportando nuevas sustancias a ésta).



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Fase continúa: es el líquido circundante.( en una mezcla de dos o

mas liquidos).

Fase dispersa: discontinua o interna es el líquido desintegrado en glóbulos.

Fragilización: Reducción de la ductilidad debido a cambios físicos o químicos.

Gravedad API: American Petroleum Institute], corresponde a una

función especial de la densidad relativa (gravedad específica) a 60/60º F:

Gravedad API = (141,5/GE a 60 °F) - 131,5

Esta determinación es aplicable al petróleo crudo, productos de petróleo o

mezclas de productos del petróleo y no petrolíferos manejados como líquidos,

que tengan una presión de vapor Reid de 26 lbs. o menos.

Hidrólisis: reacción química del agua con una sustancia. Entre las

sustancias que pueden sufrir esta reacción se encuentran numerosas sales,

que al ser disueltas en agua, sus iones constituyentes se combinan con los

iones hidronio, H3O+ o bien con los iones hidroxilo, OH-, o ambos.

Esto produce un desplazamiento del equilibrio de disociación del agua y como

consecuencia se modifica el valor del pH.



90

Impurezas: Se les llama así a todo aquel material ajeno al petróleo y

que por sus propiedades provocan un aumento en los costos por

mantenimiento en las plantas de proceso.

Incrustaciones: Son depósitos minerales que pueden recubrir las partes

internas de las calderas, tubería de intercambio de calor y membranas de

ósmosis inversa, en donde cierto tipo de agua circula. Consiste principalmente

de carbonato de calcio, el cual precipita de la solución bajo ciertas condiciones,

básicamente con la temperatura.

Inhibidor de corrosión: productos que actúan ya sea formando películas

sobre la superficie metálica, tales como los molibdatos o fosfatos, o bien

entregando sus electrones al medio. Por lo general los inhibidores de este tipo

son azoles modificados que actúan sinérgicamente con otros inhibidores tales

como nitritos, fosfatos y silicatos.

Inmiscible: sustancia incapaz de ser mezclada sin la separación de fases.

Ionización: proceso químico o físico mediante el cual se producen iones, estos

son átomos o moléculas cargadas eléctricamente debido al exceso o falta de

electrones respecto a un átomo o molécula neutra.

LMB o PTB: Libras por Mil Barriles o por sus siglas en ingles

Pounds per Thousand Barrels .



91

Metales pesados: aquellos cuya densidad es por lo menos cinco

veces mayor que la del agua. Tienen aplicación directa en numerosos procesos

de producción de bienes y servicios. Los más importantes son:

Arsénico (As), Cadmio (Cd), Cobalto (Co), Cromo (Cr), Cobre (Cu), Mercurio

(Hg), Níquel (Ni), Plomo (Pb), Estaño (Sn) y Cinc (Zn).

Naftenos: ó Cicloalcanos (CnH2n) Componentes saturados estables

en forma de anillo.

Olefinas: ó Alquenos (CnH2n) Componentes insaturados inestables,

se encuentran en menor proporción en el hidrocarburo.

Parafinas ó Alcanos (CnH2n+2): Componentes saturados estables,

fracción mas abundante, lineales o ramificados.

Peso molecular: Es el peso de una molécula, el cual se calcula sumando los

pesos atómicos de los átomos que la forman.

Permitividad: (o impropiamente constante dieléctrica) es una constante física

que describe cómo un campo eléctrico afecta y es afectado por un medio. La

permitividad es determinada por la habilidad de un material de polarizarse en

respuesta a un campo eléctrico aplicado y, de esa forma, cancelar parcialmente

el campo dentro del material.



92

Petróleo crudo: Mezcla de hidrocarburos que se encuentran en forma natural,

generalmente en estado líquido, que en su composición contiene azufre,

nitrógeno, oxígeno, metales y otros elementos El petróleo crudo producido se

considera pesado o ligero según los siguientes criterios:

Pesado. Petróleo crudo con densidad API igual o inferior a 27°.

Ligero. Petróleo crudo con densidad API superior a 27° y hasta 38°.

Superligero. Petróleo crudo con densidad API superior a 38°.

Para el mercado de exportación en México se preparan tres variedades de

petróleo crudo.

Maya. Petróleo crudo pesado con densidad de 22.1° API y 3.60% de azufre

en peso.

Istmo. Petróleo crudo ligero con densidad 33.1° API y 1.43% de azufre en

peso.

Olmeca. Petróleo crudo muy ligero con densidad de 38.0° API y 0.98% de

azufre en peso.

Petróleo desalado: Petróleo al que se le ha eliminado la sal que viene disuelta

en el agua, que generalmente acompaña al petróleo crudo. La presencia de sal

ocasionaría corrosión e incrustaciones en el equipo e instalaciones donde se

almacena y refina el petróleo. El desalado del petróleo crudo se efectúa tanto

en los campos petroleros como en las refinerías con un equipo denominado

desaladoras, en las cuales mediante la formación de una emulsión entre el

crudo y el agua a una fuerte presión, se rompe la emulsión empleando

productos químicos conjuntamente o no, con la generación de un campo

eléctrico de alto potencial (de 16,000 a 35,000 voltios), eliminando la sal por la



93

fase acuosa con una eficiencia del orden de 90 por ciento más. Se pueden

utilizar varias etapas de desalado, si es necesario.

Pozos: Según su objetivo o función, los pozos se clasifican en exploratorios

(incluyen pozos de sondeo estratigráficos) y de desarrollo (incluyen pozos de

inyección). Según su grado de terminación, los pozos se clasifican como

perforados o terminados.

Perforados. Pozos cuya perforación con la barrena ha sido concluida

y cuenta con tubería de ademe o revestimiento ya cementada, pero

que todavía no han sido sometidos a las operaciones subsecuentes

que permitan la producción de hidrocarburos.

Terminados. Pozos perforados en los que ya se han efectuado las

operaciones de terminación, tales como: instalación de tubería de

producción; disparos a la tubería de revestimiento para horadarla y

permitir la comunicación entre el interior del pozo y la roca

contenedora; y limpieza y estimulación de la propia roca para propiciar

el flujo de hidrocarburos.

PSI: (del inglés Pounds per Square Inch), unidad de presión cuyo valor

equivale a 1 libra por pulgada cuadrada.

Refinería: Instalación industrial en la que se lleva a cabo la

refinación del petróleo crudo mediante diferentes procesos. La forma general

de operar de una refinería es la siguiente:



94

La refinería recibe la carga de petróleo crudo procedente de los campos

productores por medio de oleoductos o de buquetanques para transporte de

crudo (cuando está ubicada en zonas próximas a la costa o a vías fluviales).

Mediante procesos que incluyen el calentamiento, fraccionamiento,

tratamientos a presión, vacío, calentamiento en presencia de catalizadores,

lavado con ácidos, extracción con solventes y otros, el crudo es dividido en

múltiples componentes entre los que destacan gases ligeros, gasolinas, nafta,

turbosina, querosina, gasóleos, lubricantes ligeros pesados, combustóleos y

coque, además de un conjunto de productos petroquímicos.

Sal hidrolizable: puesto que es la hidrólisis es una reacción química

del agua con una sustancia, por lo que las sales, al ser disueltas en agua, sus

iones constituyentes se combinan con los iones hidronio u oxonio, H3O+ o bien

con los iones hidroxilo, OH-, o ambos.

Dichos iones proceden de la disociación o autoprotólisis del agua. Esto produce

un desplazamiento del equilibrio de disociación del agua y como consecuencia

se modifica el valor del pH.

Salmuera: agua con una alta concentración de sal disuelta (NaCl).

Sedimentación: proceso por el cual el material sólido, transportado por una

corriente de agua, se deposita en el fondo del río, embalse, canal artificial, o

dispositivo construido especialmente para tal fin.



95

Sedimentos: Se refiere a la materia que tras haber estado suspensa en un

líquido se posa en el fondo del recipiente que la contiene, en este caso se le

denomina sedimento a los lodos , metales y cualquier sólido en suspensión que

sedimente.

Sólidos en suspensión: partículas sólidas pequeñas, inmersas en un fluido en

flujo turbulento que actúa sobre la partícula con fuerzas en direcciones

aleatorias, que contrarrestan la fuerza de la gravedad, impidiendo así que el

sólido se deposite en el fondo. Los factores que influyen para que una partícula

no se decante en el fondo son:

Tamaño, densidad y forma de la partícula;

Velocidad del agua.

Solubilidad: capacidad de una sustancia de disolver a otra, no necesariamente

tienen que ser líquidas, pueden estar en los tres estados de la materia, por

ejemplo las gaseosas son gases disueltos en líquidos, el talco es un sólido

queabsorbe líquidos. Hay factores que intervienen aumentando o disminuyendo

esta capacidad, la presión es el menos importante, otros tienen mas

trascendencia como:

Afinidad entre las dos sustancias

Concentración del soluto

Tipos de enlace

Grado de división del soluto

Temperatura.



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Tensión superficial: cuantitativamente se define como el trabajo

que debe realizarse para llevar moléculas en número suficiente desde el

interior del líquido hasta la superficie para crear una nueva unidad de

superficie.

Tiempo de residencia: una característica del tiempo permanecido por una

sustancia en el sistema.

Tioalcoholes: tioles ó mercaptanos son derivados monoalquilados del sulfuro

de hidrógeno o H2S, y su fórmula general es R-SH. Dos ejemplos de

tioalcoholes son el etanotiol o CH3-CH2-SH y el propanotiol o CH3-CH2-CH2-SH.

Torres fraccionadoras: (En destilación) Conocida también como torre de

fraccionamiento. Recipiente cilíndrico en el que la carga líquida es separado en

varios componentes o fracciones, generalmente por destilación.

Tratamiento electrostático: Tratamiento aplicado a la emulsiones de petróleo

con la finalidad de romper la emulsión utilizando medios electrostáticos y

aprovechando las características de la emulsión.

Variables controlables: Son aquellas que se pueden manipular

para realizar la optimización del proceso.

Variables de operación: Son aquellas que son directamente medibles y con

las cuales podemos deducir como se esta operando el proceso.

Variables no controlables: Están dadas principalmente por la disponibilidad

de las materias primas, los servicios disponibles y las necesidades del proceso.



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Viscosidad: Es una magnitud física que mide la resistencia interna al flujo de

un fluido, resistencia producto del frotamiento de las moléculas que se deslizan

unas contra otras.

Voltaje: El voltaje, tensión o diferencia de potencial es la presión que ejerce

una fuente de suministro de energía eléctrica o fuerza electromotriz (FEM)

sobre las cargas eléctricas o electrones en un circuito eléctrico cerrado, para

que se establezca el flujo de una corriente eléctrica.

A mayor diferencia de potencial o presión que ejerza una fuente de FEM sobre

las cargas eléctricas o electrones contenidos en un conductor, mayor será el

voltaje o tensión existente en el circuito al que corresponda ese conductor.

Yacimiento: estructura geológica o estrato poroso que contenga o

pueda contener cualquiera de los hidrocarburos del grupo del petróleo. Los

yacimientos se pueden clasificar de acuerdo al tipo y cantidad de fluido que

contengan (gas, aceite o mezclas).

“anÁlisis de fallas en desaladoras electrostÁticas y soluciones” · 2019. 10. 3. ·...

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