UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE INGENIERÍA QUÍMICA CARRERA DE INGENIERÍA QUÍMICA DISEÑO DE TANQUES, USADOS EN LA SEPARACIÓN DEL AGUA DE FORMACIÓN PARA EL PROCESO DE REINYECCIÓN, ESTACIÓN SECOYA TRABAJO DE GRADO PARA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERA QUÍMICA AUTORA: IMELDA SULEYDY REVELO MERINO TUTOR: ING. DIEGO EDUARDO MONTESDEOCA ESPÍN QUITO 2015 APROBACIÓN DEL TUTOR En calidad de Tutor del trabajo grado, titulado: “DISEÑO DE TANQUES, USADOS EN LA SEPARACIÓN DEL AGUA DE FORMACIÓN PARA EL PROCESO DE REINYECCIÓN, ESTACIÓN SECOYA”, me permito certificar que el mismo es original y ha sido desarrollado por la señorita IMELDA SULEYDY REVELO MERINO, bajo mi dirección y conforme a todas las observaciones realizadas, considero que el trabajo reúne los requisitos necesarios. En la ciudad de Quito, a los 27 días del mes de febrero de 2015. _____________________ Ing. Diego Montesdeoca E. PROFESOR TUTOR iii AUTORIZACIÓN DE LA AUTORÍA INTELECTUAL Yo, IMELDA SULEYDY REVELO MERINO, en calidad de autora del trabajo de grado realizado sobre “DISEÑO DE TANQUES, USADOS EN LA SEPARACIÓN DEL AGUA DE FORMACIÓN PARA EL PROCESO DE REINYECCIÓN, ESTACIÓN SECOYA”, por la presente autorizo a la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR, hacer uso de todos los contenidos que me pertenecen o de parte de lo que contiene esta obra, con fines estrictamente académicos o de investigación. Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente autorización, seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los artículos 5, 6, 8, 19 y demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su Reglamento. Quito, 27 de febrero del 2015. _____________________ Suleydy Revelo Merino C.C.: 040160500-1 suleydyrm@gmail.com iv DEDICATORIA A mis padres Zoila y Manuel, de manera especial a mi mami esto es un regalo de agradecimiento por todos los esfuerzos que ha hecho para sacarme adelante. A mis abuelitos Guillermina y Telésforo†, porque ustedes hicieron de mi la persona que no se rinde y sigue adelante. A mis hermanos, mis tíos y primos, por todo su amor ya que la familia juega un papel importante en el desarrollo personal. A mis amigos que siempre han estado ahí, ya que este logro es de todas las personas que influyeron en mi vida de una u otra manera. v AGRADECIMIENTO A Dios, por la vida y la fuerza necesaria para vivirla cada día superando obstáculos, y a la Virgen de la Gruta de La Paz. A mi madre por ser el motor que impulsa mi vida día a día, gracias a su esfuerzo por sacarme adelante y estar a mi lado en todo momento. A mi padre y hermanos por sus consejos y su confianza. A mi familia, mis abuelitos que fueron mis segundos padres, mis tíos y primos por su apoyo incondicional y su amor. A mi tutor por su guía, su paciencia y a todos los profesores de manera especial al Ing. Carlos Naranjo, ya que dejaron muchas buenas enseñanzas tanto en el aspecto profesional como en el personal. A mis compañeros, por los días compartidos en esta maravillosa facultad que nos dejó el mejor regalo, ser unos excelentes profesionales. A mis amigos que sin importar tiempo y distancias siempre han estado a mi lado dándome ánimo: Faty, Marlon, Leyna, Kary, Mony, Edith y de manera especial a Andrés por su paciencia en estos momentos y por todo ese apoyo que recibí de ti. A mi querida Universidad Central, casona del saber donde se han formado grandes profesionales. vi CONTENIDO pág. LISTA DE TABLAS ................................................................................................................ x LISTA DE FIGURAS ..............................................................................................................xi LISTA DE GRÁFICOS ..........................................................................................................xii LISTA DE ANEXOS ............................................................................................................ xiii SIGLAS Y ABREVIATURAS............................................................................................... xiv INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 1 1. MARCO TEÓRICO............................................................................................................. 3 1.1. Petróleo ............................................................................................................................. 3 1.1.1. Fases de explotación. ...................................................................................................... 4 1.1.2. Agua de formación. ......................................................................................................... 5 1.2. Tanques de proceso ........................................................................................................... 9 1.2.1. Tipos de tanques.............................................................................................................. 9 1.3. Diseño de tanques ............................................................................................................ 18 1.3.1. Capacidades y condiciones actuales.............................................................................. 20 1.3.2. Normas de diseño.......................................................................................................... 20 1.3.3. Criterios importantes de diseño de tanques ................................................................... 22 vii 2. PARTE EXPERIMENTAL ................................................................................................ 26 2.1. Antecedentes ................................................................................................................... 26 2.2. Ubicación geográfica ....................................................................................................... 26 2.2.1. Condiciones meteorológicas del sitio ............................................................................ 27 2.3. Descripción del proceso actual......................................................................................... 28 2.4. Tratamiento de agua ........................................................................................................ 30 2.4.1. Tanque desnatador T-050 ............................................................................................. 30 2.4.2. Tanque pulmón T-051 ................................................................................................... 30 2.4.3. Tanque de rebose T-052. ............................................................................................... 31 2.5. Descripción del nuevo proceso ......................................................................................... 31 2.6. Criterios y procedimiento ................................................................................................ 33 2.6.1. Caudal máximo ............................................................................................................. 34 2.6.2. Temperatura de operación ............................................................................................ 34 2.7. Condiciones y datos para el diseño................................................................................... 34 3. CÁLCULOS Y DISEÑO DEL EQUIPO ............................................................................ 35 3.1. Cálculo de los tanques .................................................................................................. 36 3.1.2. Diámetro del tanque. .................................................................................................... 37 3.2. Inclusión de internos ........................................................................................................ 39 3.3. Tiempo de residencia ....................................................................................................... 41 4. RESULTADOS Y SIMULACIÓN ..................................................................................... 45 4.1. Resultados ....................................................................................................................... 45 4.2. Simulación ...................................................................................................................... 46 5. DISCUSIÓN ................................................................................................................... 51 6. CONCLUSIONES........................................................................................................... 52 viii 7. RECOMENDACIONES .................................................................................................. 54 CITAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................................... 55 BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................... 57 ANEXOS................................................................................................................................ 59 ix LISTA DE TABLAS pág. Tabla 1. Tipos de tanques ........................................................................................................ 10 Tabla 2. Ubicación de la Estación Secoya................................................................................ 27 Tabla 3. Condiciones climáticas .............................................................................................. 27 Tabla 4. Propiedades fisicoquímicas del crudo, Estación Secoya ............................................. 34 Tabla 5. Condiciones actuales y de diseño ............................................................................... 34 Tabla 6. Propiedades fisicoquimicas del agua y del crudo ........................................................ 36 Tabla 7. Velocidad de asentamiento ........................................................................................ 37 Tabla 8. Diámetro de los tanques............................................................................................. 38 Tabla 9. Velocidad de ascenso de partículas de crudo .............................................................. 39 Tabla 10. Tiempo de residencia del caudal en los tanques ........................................................ 42 Tabla 11. Datos para realizar la curva de asentamiento ............................................................ 42 Tabla 12. Tiempos de residencia del caudal en los tanques ...................................................... 46 Tabla 13. Parámetros para determinar el cabezal estático ......................................................... 49 Tabla 14. Resultado de la simulación en Pipephase 9.1............................................................ 50 Tabla 15. Volumen de agua y crudo ........................................................................................ 50 x LISTA DE FIGURAS pág. Figura 1. Yacimiento petrolífero ............................................................................................... 4 Figura 2. Tanques cilíndricos de techo cónico fijo soportado ................................................... 10 Figura 3. Tanques cilíndricos con techo auto-soportado ........................................................... 11 Figura 4. Tanques cilíndricos con tapa cóncava ....................................................................... 12 Figura 5. Tanque cilíndrico con techo flotante ......................................................................... 13 Figura 6. Tanques cilíndricos con techo flotante vista interna y externa ................................... 13 Figura 7. Tanque cilíndrico con membrana flotante ................................................................. 14 Figura 8. Tanque de techo esférico .......................................................................................... 15 Figura 9. Tanque de techo flexible .......................................................................................... 15 Figura 10. Tanque soldado ...................................................................................................... 16 Figura 11. Tanque empernado ................................................................................................. 17 Figura 12. Tanques remachados con techo cónico ................................................................... 18 Figura 13. Mapa geográfico de la Estación Secoya. ................................................................. 27 Figura 14. Esquema de internos tanque desnatador .................................................................. 40 Figura 15. Detalle de internos del tanque desnatador ............................................................... 40 Figura 16. Diferentes perfiles del tanque desnatador ................................................................ 41 Figura 17. Interconexión entre los tanques de diseño ............................................................... 47 Figura 18. Resultados de simulación del proceso del presente trabajo ...................................... 48 xi LISTA DE GRÁFICOS pág. Gráfico 1. Curva de asentamiento de partículas sólidas en el agua de formación ...................... 44 xii LISTA DE ANEXOS pág. Anexo A. Composición del crudo de la Estación Secoya ........................................................ 60 Anexo B. Propiedades fisicoquímicas del crudo de la Estación Secoya .................................... 61 Anexo C. Diagrama de flujo del proceso ................................................................................. 62 Anexo D. Pronóstico de agua y petróleo para la Estación Secoya............................................. 63 Anexo E. Tabla que relaciona el diámetro con la altura y la capacidad de un tanque ................ 64 Anexo F. Decreto ejecutivo 1215, artículo 29, literal C. ........................................................... 65 Anexo G. Balance de masa...................................................................................................... 67 Anexo H. Diagrama de tubería e instrumentación .................................................................... 68 Anexo I. Simbología para P&ID 1........................................................................................... 69 Anexo J. Simbología para P&ID 2 .......................................................................................... 70 xiii SIGLAS Y ABREVIATURAS API: American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo) ASME: American Society of Mechanical Engineers (Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos) ASTM: American Society for Testing and Materials (Sociedad Americana para Pruebas y Materiales) BOPD: Barriles de crudo por día. BPD: Barriles por día. BWPD: Barriles de agua por día. Bls: Barriles xiv DISEÑO DE TANQUES, USADOS EN LA SEPARACIÓN DEL AGUA DE FORMACIÓN PARA EL PROCESO DE REINYECCIÓN, ESTACIÓN SECOYA RESUMEN Diseño de tres tanques: desnatador, pulmón y de rebose, usados en el proceso de separación crudo-agua de formación y para el almacenamiento de crudo; los cuales forman parte de la nueva planta de tratamiento de agua en la Estación Secoya, Campo Libertador. Para ello, se toma como modelo de cálculo al del tanque desnatador y se consideran como parámetros operacionales: caudal máximo proyectado en diez años, °API y viscosidad. Se calcula la velocidad de ascenso de las partículas del crudo a la superficie para determinar el tiempo de residencia del agua de formación en los tanques de separación, hasta lograr la especificación requerida para su uso en los procesos posteriores. Es necesario que el flujo que ingresa a los dos primeros tanques, sea laminar. Se concluye que con los volúmenes obtenidos para los tanques: 6.250, 5.100 y 500 bls respectivamente; se proyecta obtener agua de formación con concentraciones menores de 15 ppm de hidrocarburo, que se utilizará en procesos de inyección y reinyección de pozos según se requiera en la Estación Secoya. PALABRAS CLAVES: / TANQUES / SEPARACIÓN / DISEÑO / AGUA DE FORMACIÓN / PETRÓLEO CRUDO / ESTACIÓN SECOYA / DESIGN OF TANKS USED IN THE SEPARATION OF WATER FORMATION FOR REINJECTION PROCESS AT “ESTACION SECOYA” ABSTRACT Desing of three tanks: skimmer, lung and overflow, used in the process of oil-water formation and storage of oil separation; which form part of the new water treatment plant in the Estacin Secoya, Campo Libertador. For this purpose, the skimmer tank is taken as a model for calculating and the following operational parameters are considered: maximum flow projected in ten years, ºAPI, and viscosity. The rate of rise of oil particles to the surface is calculated to determine the residence time of formation water in the tanks of separation to achieve the required for use in downstream processing specification. It is necessary that the flow entering the first two tanks be laminar. It is concluded that the figures obtained for tanks: 6.250, 5.100 and 500 Bls respectively; be projected to obtain water formation at concentrations under 15 ppm of hydrocarbon to be used in processes of injection and reinjection wells as required in the Estacion Secoya. KEYWORDS: / TANKS / SEPARATION / DESING / FORMATION WATER / CRUDE OIL / ESTACION SECOYA / xvi INTRODUCCIÓN La industria del petróleo es una industria clave en todo el sector productivo ya que de ella dependen múltiples cadenas de producción de bienes de consumo y producción de energía, además de ser fuente de infinidad de empleos. Debido a su impacto en el sector industrial es muy deseable que los procesos de producción de crudo y gas tengan niveles altos de eficiencia. El agua de producción está definida como el fluido asociado a la producción de hidrocarburos en general, la misma que debe ser separada y tratada antes de su disposición final que puede ser a un pozo de inyección o reinyección. Se necesita tratamiento debido a que puede acelerar el daño de los equipos por la presencia de sólidos en el agua, ya sea en solución o en suspensión, que al no recibir el tratamiento adecuado se van acumulando en las tuberías de conducción, afectando su vida operable. En el caso de disponer en un pozo inyector, el agua debe tener parámetros adecuados para que no haya un taponamiento en las arenas o un rompimiento de las estructuras internas del pozo. Las corrientes de fluido proveniente de los pozos están constituidas por mezclas de crudo, gas natural, agua salada y arenas. Estas fases son separadas en las facilidades de superficie, por medio de una secuencia de equipos donde se realiza la separación por medios mecánicos y químicos hasta obtener los fluidos bajo las especificaciones requeridas para su comercialización y distribución final. El agua de formación es uno de los tres fluidos presentes en el reservorio. Esta agua siempre es producida junto con el petróleo y el gas. Este fluido es muy tóxico debido a su alto contenido de sodio. El agua de mar tiene una concentración de 35.000 ppm de sodio; sin embrago, el agua producida de los reservorios de hidrocarburos tiene una concentración de sodio entre 150.000 y 180.000 ppm. Además, esta agua de formación contiene metales pesados, sales tóxicas y pequeñas gotas de hidrocarburo. En el presente trabajo se dimensionan los tanques que forman parte de la nueva Planta de tratamiento de agua. Esta agua de formación posteriormente tendrá como disposición final la inyección en pozos reinyectores o en pozos inyectores. Actualmente existe un sistema de 1 tratamiento de agua que consta de un tanque de lavado, donde se separa el agua de formación del crudo; pero debido al incremento de flujo que se proyecta en base a estudios, se va a incorporar la nueva Planta de tratamiento de agua para manejar los volúmenes máximos, en la que se necesitan tres tanques para el adecuado manejo y tratamiento del agua y del petróleo. Para la reinyección del agua de formación son reacondicionados aquellos pozos que dejaron de ser económicamente productivos o que fueron abandonados por sufrir algún colapso cerca de los reservorios. Actualmente, en el sector de El Libertador, la Estación Secoya tiene una producción de agua de formación de 19.500 BWPD (año 2013), y se requiere incrementar su capacidad de manejo y tratamiento de agua hasta 50.000 BWPD, volumen proyectado según estudios realizados en el año 2011. En los pozos productores de petróleo con el paso del tiempo va disminuyendo la cantidad de crudo y aumentando la cantidad de agua de formación. Esto varía de acuerdo a cada yacimiento, pero se realiza un análisis tomando en cuenta el pronóstico de petróleo y agua, que son referentes para establecer las estrategias de tratamiento. En caso de no ser rentable, se hace un estudio para aplicar el método de inyección en pozos como una manera de recuperar el crudo. Cuando la producción de un yacimiento petrolero disminuye, el pozo entra en una etapa donde necesita energía adicional; la que es suministrada por inyección de agua que ayuda a mantener la presión dentro del pozo y mejora su producción. Este proceso se lo aplica hasta que no es económicamente rentable (pequeña extracción de crudo y un elevado costo de operación). En este caso según el pronóstico, se determina que a pesar del incremento de agua, el volumen de crudo, lo es en una cantidad rentable como para construir la planta de tratamiento de agua que tiene como componentes principales los tres tanques que se diseñan en el presente trabajo. 2 1. MARCO TEÓRICO 1.1. Petróleo La actual civilización es el resultado de muchos descubrimientos. Hace miles y miles de años, los hombres aseguraban su subsistencia mediante la energía muscular. Con el tiempo, y para sortear los peligros que les tendía la naturaleza, fueron construyendo instrumentos que aumentaban su poder, como: lanzas, mazos, hachas. Más tarde advirtieron que podían aprovechar en su beneficio la fuerza de los animales, como: bueyes, caballos, asnos. Un día, alguien inventó la rueda; y, en otro lugar del planeta, alguien descubrió la fuerza del agua, qu e se empezó a usar como fuente de energía. Hace cuatro mil años, los chinos utilizaban la fuerza del viento para navegar. El petróleo es un líquido natural, inflamable y de color, generalmente negro. Etimológicamente la palabra petróleo viene del latín petroleum, y ésta de petra (piedra) y óleum (aceite). Su olor es parecido al de la gasolina, querosén o brea. El petróleo está formado por una mezcla de hidrocarburos. Un hidrocarburo se compone de hidrógeno y carbono. El petróleo se halla en yacimientos subterráneos, en diferentes regiones, distribuidas por todo el planeta, conocidas con el nombre de cuencas sedimentarias. Las cuencas sedimentarias están formadas por capas o estratos dispuestos uno sobre otro, desde el más antiguo al más reciente. Es muy apreciado como fuente de energía: la gasolina, por ejemplo, se obtiene de la destilación del petróleo. También se lo utiliza con fines industriales. El petróleo sirve de materia prima de: equipos, telas, jabones, medicinas, pinturas, cosméticos, plásticos y muchas otras cosas que se emplean en la vida diaria. El petróleo se encuentra en los yacimientos junto con gas y agua de formación como podemos observar en la figura 1. 3 Figura 1. Yacimiento petrolífero Fuente: Universidad Abierta y a Distancia. Lección 15. Composición y características del petróleo. Yacimientos y extracción. Consulta realizada en noviembre de 2014. Disponible en: www.google.com/search?q=yacimiento+petrolifero 1.1.1. Fases de explotación. La localización y perforación de un yacimiento petrolero se lleva a cabo en dos fases. La primera consiste en el estudio detallado de los mapas geológicos de la zona donde se presume puede haber un yacimiento. Estos mapas proporcionan información sobre la estructura del subsuelo; esto es, sobre si se dieron o no las condiciones necesarias para la formación del petróleo. Si esta primera información arroja un resultado favorable, se inicia la segunda fase, que es la prospección geofísica del terreno, con el objeto de determinar, con la mayor precisión posible, la existencia de una trampa. En estos trabajos se utilizan aparatos muy sensibles, de moderna tecnología. Sin embargo, a pesar de la utilización de todas las técnicas, la existencia de yacimientos hidrocarburíferos se asegura únicamente con la perforación de los pozos. Cuando se ha localizado un posible yacimiento, comienza la perforación del terreno. Con este fin se utilizan tubos que, unidos unos con otros, pueden alcanzar grandes profundidades de hasta once mil pies, o tres kilómetros es el caso de la Región Amazónica. En el extremo de esos tubos se sitúa una broca provista de dientes muy duros, cuya dureza varía según el tipo de roca que haya que perforarse. 4 Perforar, en síntesis, es hacer un orificio en la tierra hasta llegar a la trampa petrolífera. Se llama “pozo” al orificio excavado. 1.1.2. Agua de formación. También llamada como agua de producción, se encuentra en los yacimientos petroleros, ya sea emulsionada con el crudo o no. Por debajo de cierta profundidad, todas las rocas porosas están llenas de algún fluido que generalmente es agua, en estas rocas porosas es donde se asientan los hidrocarburos después de su formación y posterior desplazamiento. Esta agua ocupa los espacios entre los sedimentos que quedaron sobre los fondos de océanos y lagos antiguos. Tal agua encerrada llamada comúnmente agua de formación, se encuentra generalmente con el petróleo en muchos yacimientos productivos. Esta agua ha disuelto materias minerales adicionales, ha dejado algunas en las rocas, o ha sido diluida durante los largos periodos del tiempo geológico que ha estado en las rocas. Lo anterior se debe a que el agua que está en la formación se halla a la presión y temperatura de la misma, y al ser el agua un disolvente universal, con el tiempo que ha permanecido en esas condiciones, disuelve las sales y mantiene los diferentes iones que la conforman en un equilibrio químico. La producción imprevista de agua, reduce significativamente el valor de un activo hidrocarburífero; además acelera el daño de los equipos. Pero la captura de una cierta parte de agua de formación también es de utilidad, ya que las propiedades del agua contienen información que puede ser utilizada para incidir en la rentabilidad de los campos de petróleo. Las propiedades del agua de formación varían entre un yacimiento y otro, y dentro de un mismo yacimiento. La composición del agua depende de una serie de parámetros que incluyen el ambiente depositacional, la mineralogía de la formación, su historia de presión y temperatura, el influjo o la migración de los fluidos. En consecuencia, las propiedades del agua pueden variar a lo largo del tiempo con la interacción entre el agua y la roca, y con la producción y el reemplazo de los fluidos del yacimiento por agua de otras formaciones, agua inyectada u otros fluidos inyectados. Cuando se inicia la explotación del petróleo por medio de pozos productores, el agua de formación empieza a salir junto con el petróleo hacia la superficie, cambiando sus condiciones de presión y temperatura. Al ser la presión y la temperatura cada vez menor, esta agua que se hallaba en condiciones de yacimiento se convierte en sobresaturada a lo largo de la tubería de producción y en la superficie. Además, dichas condiciones de presión y temperatura, y los choques con las paredes de la tubería en la extracción, actúan como un emulsificante entre el agua de formación y el petróleo. 5 1.1.2.1. Disposición final. Actualmente se presta mayor atención a los problemas ambientales, debido al daño en el ecosistema que se ha causado anteriormente con la disposición final del agua de formación, se han incrementado normativas que regulan el manejo del agua de formación. Históricamente se ha promediado seis veces la producción de petróleo durante la vida de los pozos petroleros, por lo que diariamente deben manejarse millones de barriles de agua que contienen considerables cantidades de sales disueltas, sólidos suspendidos, metales e hidrocarburos que descargados al ambiente pueden ocasionar daños al ecosistema. Con el propósito de llevar a cabo la especificación exigida por el Decreto ejecutivo 1215 referido al “Reglamento ambiental para las operaciones hidrocarburíferas en el Ecuador”, donde especifica el adecuado manejo y tratamiento de descargas líquidas, la disposición final del agua de formación puede ser como inyección en pozos no productivos y reinyección para mantenimiento de presión como recuperación secundaria. Existen diferentes técnicas que se utilizan como disposición final del agua de formación, a continuación una breve descripción de cada una de ellas: Descarga sin control a la superficie. En este caso, el agua de formación fue simplemente descargada al suelo. El contenido de petróleo no fue medido o controlado y los efectos no fueron considerados. Esta costumbre llevó a la contaminación de las capas freáticas superficiales, del agua potable y a la acumulación de grandes cantidades de sal en el suelo, tornándolo inutilizable. Descarga sin control en agua dulce. La descarga de agua de formación en arroyos, ríos y lagos ha conducido a la destrucción de estos cuerpos de agua, a la destrucción de peces y especies, a la matanza de otras especies acuáticas, y a paisajes deplorables. La contaminación de estas corrientes también ha llevado a la polución de las aguas freáticas y de otras fuentes de agua potable. Descarga controlada en la superficie. Es practicada en algunas zonas, principalmente en los estados septentrionales de Estados Unidos de América. El agua de formación es usada para rociar los caminos en el invierno y su contenido salino aprovechado para derretir el hielo y la nieve a temperaturas cercanas al punto de congelamiento. La descarga en la 6 superficie también se practica en algunas zonas áridas del mundo en donde el agua es rociada sobre los caminos para controlar el polvo. Descarga controlada en aguas superficiales. Se practica en algunas zonas, por ejemplo, en Wyoming. Se ejerce el control sobre la cantidad de sales disueltas totales (en Wyoming el límite es de 5000 ppm), en el uso del agua – por ejemplo, alimento para ganado – y en su concentración en las zonas de la descarga relacionándola con la población y con el uso del agua en la zona. Evaporación. En las zonas áridas donde las tasas de evaporación zona altas, el agua de formación se coloca en fosas y se deja para que se evapore. El agua se purifica por la evaporación pero las sales y sólidos disueltos permanecen en la fosa de evaporación. Eventualmente, se deberá disponer de estos sólidos en forma segura. Descarga sin control en ambientes marinos costeros. La descarga sin control en ambientes marinos costeros ha sido común debido a la ubicación de muchos campos estuarinos de petróleo. Esto ha llevado a la concentración de metales y aceites pesados en la vida marina y a la contaminación costera. Descarga controlada en ambientes marinos costeros. Comprenden principalmente un control del contenido del petróleo y del punto de descarga. Los objeticos principales son evitar las aguas muertas o estancadas y las zonas pesqueras. Descarga en aguas profundas. Las descargas desde las plataformas han sido comunes. Los controles en donde se han aplicado, han sido dirigidos principalmente al contenido de petróleo. Inyección en pozos no productivos. Se ha practicado la inyección de agua por el espacio anular de pozos productivos en varios campos. Esencialmente, es lo mismo que la inyección en pozo poco profundo o somero pues el fluido se dirige a la primera zona permeable debajo de la primera tubería de revestimiento. Además, los controles de la cementación de la primera tubería de revestimiento no se adecuan a la disposición de las aguas, y la tubería de revestimiento se perforó hace algún tiempo y bien podría estar desgastada hasta el punto de falla. 7 Inyección en pozo poco profundo. La inyección en pozos poco profundos es popular en algunas zonas. El riesgo de contaminación de las capas freáticas poco profundas y del agua potable subterránea aumenta obviamente a medida que disminuye la profundidad de inyección. Reinyección para mantenimiento de presión, recuperación secundaria. Los fluidos son reinyectados para apoyar la recuperación adicional de petróleo del campo. La recuperación de hidrocarburos de cualquier yacimiento dado, en la mayoría de los casos, puede ser mejorada al inyectar agua en el yacimiento. En estos casos, especialmente en las zonas donde no es fácil conseguir agua dulce o ésta es costosa, el agua de formación tiene un valor comercial apreciable. La reinyección generalmente también tiene menor impacto ambiental. Antes de comenzar a inyectar, el yacimiento debe ser estudiado detalladamente para asegurar de que es apto para el plan y el método específico de recuperación asistida que se propone. No todos los yacimientos pueden recibir inyección de agua y este factor debe reconocerse de inmediato: si se inyecta a yacimientos no aptos o incompatibles puede causar el abandono prematuro del pozo y una pérdida económica importante. Los datos para el estudio completo de yacimiento deberán obtenerse a partir de los pozos productivos existentes y deberán incluir: - Propiedades de las rocas. Propiedades como: porosidad, permeabilidad, capilaridad, humectabilidad, heterogeneidad del yacimiento, saturaciones iniciales, efectos de permeabilidad direccional. - Propiedades del fluido. Propiedades como: viscosidad, miscibilidad, movilidad, compatibilidad, saturaciones irreducibles. El estudio del yacimiento deberá ser llevado a cabo por un grupo competente de ingeniería, y deberá considerar: mecanismos de desplazamiento, movimiento frontal, movimiento del contacto petróleo-agua, rendimiento de barrido, efectos sobre las capas gasíferas, si las hubiera. 8 El estudio deberá considerar: el mantenimiento de la presión versus la inyección del agua, diferentes esquemas de inyección, efectos de distintas velocidades de inyección, variaciones de inyectividad y de conductividad. Finalmente, el estudio deberá producir una serie de pronósticos de producción de petróleo, gas y agua para diferentes situaciones de inyección. Se deberá incluir en estos pronósticos una medida de la recuperación total del yacimiento. Existen varios procedimientos para realizar estos cálculos, los cuales varían en cuanto a disponibilidad, complejidad y costo. La decisión de inyectar se basará en el factor económico, el cual deberá considerar la operación de producción que se obtendría sin la reinyección, e incluyendo el costo de un plan alternativo para la eliminación del agua de formación, las diferentes alternativas propuestas por los estudios del yacimiento, y todos los costos de capital de operación. 1.2. Tanques de proceso “Se considera como tanques de proceso a los tanques donde ocurre un cambio químico o físico para obtener un producto con características diferentes a las del fluido que ingresa a dicho tanque, tomando en cuenta la presión interna, presión externa, temperatura, caudal, composición del fluido alturas donde se colocan las entradas y salidas.” [1] 1.2.1. Tipos de tanques. Los tanques forman parte de distintas operaciones en la industria tales como: tratamiento, producción, transporte, refinación, distribución, inventarios, reservas o servicios. La clasificación que se puede observar a continuación es generalizada a todos los servicios de almacenamiento que prestan los diferentes modelos de tanques, de acuerdo a sus presiones de operación y producto que almacenan, pero si queremos generalizar podremos decir que tenemos tres tipos de tanques, que son tanques de techo fijo (cualquiera que sea su forma) tanques de techo flotante (cualquiera que sea su sistema de flotación) y esferas o tanques esféricos (almacenamiento de gas). 9 Tabla 1. Tipos de tanques TANQUE SUBDIVISIÓN 1. Cilíndricos con techo cónico fijo 2. Cilíndricos con tapa cóncava 3. Cilíndricos con techo flotante 4. Cilíndricos con membrana flotante 5. Tanques de techo cónico radial y esférico 6. Tanques de techo flexible 7. Tanques soldados 8. Tanques atornillados o empernados 9. Tanques remachados con techo cónico 1.2.1.1. 1.1. Soportados 1.2. Auto soportados Tanques cilíndricos de techo cónico fijo Tanques cilíndricos de techo cónico fijo soportados. “Se utilizan para almacenar petróleo crudo y productos con baja presión de vapor, es decir que almacenan productos que no emitan vapores a temperatura ambiente. En estos tanques el techo tiene una pendiente mínima del seis por ciento (6%), es decir la pendiente del techo debe ser de ¾” en 1pie, o mayor si así se especifica por el cliente y puede estar soportado o auto soportado como se observa en la figura 2”. [2] Figura 2. Tanques cilíndricos de techo cónico fijo soportado 10 Tanques cilíndricos con techo auto-soportado. “Son tanques de almacenamiento de forma cilíndrica con techo cónico fijo con la característica de que el techo cónico está construido sobre un sistema de vigas y columnas que soportan el peso y diseño cónico del techo, la siguiente fotografía muestra este sistema de vigas en el interior del tanque demostrando que todo el peso es absorbido este sistema de vigas como se observa en la figura 3”. [3] Figura 3. Tanques cilíndricos con techo auto-soportado 1.2.1.2. Tanques cilíndricos con tapa cóncava. “Son tanques de almacenamiento de forma cilíndrica cuya tapa adquiere una forma cóncava como se observa en la figura 4 que sirve para almacenar productos con alta presión de vapor, aptos para almacenar GLP, gasolinas, entre otros”. [4] 11 Figura 4. Tanques cilíndricos con tapa cóncava 1.2.1.3. Tanques cilíndricos con techo flotante. “Similares en construcción a los tanques de techo fijo como se observa en la figura 5, con la diferencia que el techo es soportado por el propio fluido almacenado, el techo flotante puede ser interno como se observa en la figura 6 (existe un techo fijo colocado en el tanque) o externo (se encuentra a cielo abierto) consta de una membrana ubicada sobre el producto a manera de espejo eliminando de esta manera el espacio libre que se generaba entre el fluido almacenado y la cubierta del tanque, esto provoca que la presión del tanque sea similar a la presión atmosférica, permitiendo de esta manera almacenar petróleos livianos y pesados así como también derivados más volátiles como gasolina, diesel, etc. En cualquier caso entre la membrana y la envolvente del tanque (cuerpo) debe existir un sello evitando así perdida del volumen por evaporación”. [5] 12 Figura 5. Tanque cilíndrico con techo flotante Figura 6. Tanques cilíndricos con techo flotante vista interna y externa 13 1.2.1.4. Tanques cilíndricos con membrana flotante. “Son aquellos tanques que como alternativa a los pontones pueden utilizar membranas de contacto total evitando así el espacio vapor que queda entre el líquido y el techo flotante con pontones, pueden ser de aluminio o de polímeros patentados, en los que se coloca una membrana flotante o sabana en el interior del tanque ver la figura 7 con el propósito de que esta membrana flote sobre el producto almacenado, con el fin de disminuir la formación de gases y la evaporación del producto almacenado”. [6] Figura 7. Tanque cilíndrico con membrana flotante 1.2.1.5. Tanques de techos cónicos radiales y esféricos. “Este tipo de tanques no son muy utilizados para el almacenamiento de petróleo crudo, más bien se utilizan para almacenar productos volátiles con altas presiones de vapor como el GLP ver figura 8. Si se dispusiera a almacenar gas licuado de petróleo a presión atmosférica, se requerirían tanques que mantuvieran una temperatura de -42 º C, con toda la complejidad que ello implica, por esto se utilizan recipientes de forma cilíndrica que trabajan a una presión interior de 15 Kg. /cm. 2 Aprox. Y a temperatura ambiente”. [7] Estos recipientes se diseñan de acuerdo a normas API, que consideran el diseño del recipiente a presión como lo hace el código ASME sección VIII. 14 Figura 8. Tanque de techo esférico 1.2.1.6. Tanques de techo flexible. Diseñados para reducir las pérdidas de vapor que resultan por los cambios de temperatura. Este tanque está equipado con techo de lámina de acero flexible capaz de expandirse o contraerse, según la presión del tanque, esto permite que se reduzca al mínimo los efectos de la evaporación del fluido. “Los techos flexibles están equipados con válvulas de control que se abren únicamente cuando el techo se levanta a una altura prefijada, los tanques de este tipo son especialmente útiles cuando el producto se va a almacenar por mucho tiempo, como se observa en la figura 9”. [8] Figura 9. Tanque de techo flexible 15 1.2.1.7. Tanques soldados. “Almacenan volúmenes desde los 65000 Bls .hasta los 350000 Bls., son construidos con áminas de acero soldadas entre sí eléctricamente, en sitio, es decir, en la localidad elegida para su fabricación como se observa en la figura 10”. [9] Tanques con menor capacidad de almacenamiento hasta los 250 Bls. Son armados en plantas de fabricación y luego transportados al sito donde serán ubicados. Este tipo de junta evita, escurrimientos, y son los más utilizados en el país. Figura 10. Tanque soldado 16 1.2.1.8. Tanques atornillados o empernados. “Su capacidad de almacenamiento varía de 30 a 10000 Bls. Son de fácil ubicación y permiten su reubicación ver figura 11, por lo que se utilizan en instalaciones provisionales de emergencia”. [10] Figura 11. Tanque empernado 1.2.1.9. Tanques remachados con techo cónico. “Son tanques de acero muy grandes que se utilizan para el almacenamiento de petróleo en las concesiones y patios de tanques, usualmente están construidos con placas de acero montadas en el campo como se observa en la figura 12. Los anillos horizontales están remachados unos con otros es decir uno arriba del otro, las placas de techo y fondo también son remachadas. Su capacidad de almacenamiento varía de 240 a 134000 Bls. Siguiendo las normas API”. [11] Los techos cónicos bajos usados en estos tanques tienen un declive de 19 milímetros en cada 30 centímetros y están soportados por columnas de acero estructural. Este tipo de tanques en el país solo se los encuentra en las instalaciones antiguas. 17 Figura 12. Tanques remachados con techo cónico 1.3. Diseño de tanques “Durante el nacimiento de la industria petrolera, se presenta una primera etapa en la que el crudo extraído de los yacimientos era almacenado en depósitos tipo piscina, que presentaron problemas como: evaporación de productos livianos, contaminación del crudo por agua y elementos sólidos, y los eminentes peligros de incendios.” [12] Esto llevó a una segunda etapa, donde se usó la madera como elemento base para la construcción de recipientes almacenadores. La construcción de este tipo de tanques no presentó problemas mayores por la facilidad de manipulación de este elemento con herramientas simples. Pero la madera no daba una hermeticidad total al tanque y se producía fugas por las uniones de las placas de madera, así como la evaporación de productos más volátiles y esto a su vez generaba la posibilidad de incendios. “Mientras la industria petrolera buscaba la solución a estos problemas en el almacenamiento, paralelamente la industria metalúrgica comenzó sus pasos con la industrialización del acero creando las láminas de este material en diferentes formas y tamaños, naciendo así una tercera etapa, que controló la construcción de tanques de almacenamiento para la Industria del petróleo, estas láminas fueron utilizadas para la construcción de tanques de almacenamiento de petróleo.” [13] 18 “El diseño de procesos establece la secuencia de operaciones químicas y físicas, las condiciones de operación, las principales especificaciones y los materiales de construcción de todos los equipos de proceso, la disposición general de los equipos necesarios para garantizar el buen funcionamiento de la planta.” [14] El diseño de equipos se resume en un diagrama de flujo de procesos, materiales y balance de masa y energía; y un conjunto de especificaciones de los equipos individuales. Diversos grados de rigurosidad de un diseño de proceso puede ser requerido para diferentes propósitos. Algunas veces, sólo un diseño preliminar y estimación de costos son necesarios para evaluar la conveniencia de nuevas investigaciones sobre un nuevo proceso o una ampliación de la planta propuesta, o un diseño preliminar puede ser necesario para establecer la financiación aproximada para un diseño completo y la construcción. Para un proyecto de diseño se requiere tomar en cuenta la ingeniería de concepto,básica y de detalle. La ingeniería conceptual sirve para identificar la viabilidad técnica y económica del proyecto y marcará la pauta parala ingenierpia básica y de detalle. Se basa en un estudio previo de viabilidad y en la deficinición de los requerimientos del proyecto. Comprende el conjunto de documentos de ingeniería que delimita un alcance global y conceptual del proyecto incluido el tipo de tecnología y especificación de equipos a usar. La ingeniería conceptual no suele realizarse de forma rigurosa dentro de las instituciones, esta es una falencia pues de su fortaleza dependerá la generación de unos buenos términos de referencia para la contratación de proveedores que realicen la construcción, de preferencia la ingeniería conceptual debe realizarse sin enfocarse a un proveedor específico sino a la solución que se busca dar con el proyecto, en la discusión de si debe realizarse este documento al interior de la entidad contratante o mediante una consultora. La ingeniería básica es el conjunto de documentos de ingeniería con deficniciones y cálculos de los procesos principales, seguridad, medio ambiente, estudio de riegos, implantación y especificaciones definitivas para compra de equipos mayores, estos ultimos son aquellos que por su espeficidad, complejidad en la cofiguración, por ser hechos a medida requieren un tiempo considerable para llegar al lugar de la instalación. 19 La ingeniería de detalle es el conjunto de documentación generada a partir de la ingenieria básica que incluye todos los detalles constructivos por disciplina y que deberán estar aprobados para construcción. 1.3.1. Capacidades y condiciones actuales. Comprende establecer las condiciones actuales del sistema: “Relevar el esquema del proceso, la distribución de los equipos y tuberías, balances de materiales y energía y otros parámetros principales del proceso.” [15] Definir condiciones normales y límites (máximo y mínimo) de: caudal, nivel y temperatura del sistema. Características (análisis) del fluido, propiedades fisicoquímicas, tendencia incrustante/corrosiva, granulometría, etc. 1.3.2. Normas de diseño. El diseño de los tanques (atmosféricos de fondo plano, cuerpo cilíndrico, abierto o con techo tipo cónico, domo o sombrilla) en su conjunto o cualquiera de sus partes, debe cumplir con varias de las siguientes normas; siendo las más importantes: API 12F: “Shop Welded Tanks for Storage of Production”. Esta especificación cubre lo que es material, diseño, fabricación y pruebas requeridas para su fabricación, vertical, cilíndrico, sobre suelo, dosificación en la parte superior, soldadura, almacenamiento, tanques en varios estándares, tamaños y capacidades para soportar presiones internas aproximadas a la presión atmosférica. Esta especificación está diseñada para proporcionar a la industria de producción de petróleo tanques con adecuada seguridad y economía razonable para su uso en el almacenamiento de petróleo y otros líquidos comúnmente manejados y almacenados por la producción de la industria. Esta especificación es para la comodidad de los compradores y fabricantes de tanques. 20 API 650: “Welded Steel tanks for Oil Storage”. Este estándar cubre requerimientos para materiales, diseño, fabricación, montaje y pruebas de tanques soldados verticales cilíndricos, no enterrados con extremo superior abierto o cerrado en varios tamaños y capacidades para presiones internas aproximadas a la atmosférica, pero se permiten presiones internas más altas cuando se cumplen requerimientos adicionales. Este estándar aplica para tanques en los cuales la totalidad del fondo del tanque está soportado uniformemente y para tanques en servicio no refrigerado que tienen una temperatura máxima de diseño de 90 °C (200 °F) o menos. API RP 651: “Cathodic Protection of Aboveground Petroleum Storage Tanks”. El propósito de esta recomendación es el de presentar procedimientos y prácticas para lograr el eficaz control de la corrosión sobre la superficie en el fondo de los tanques de almacenamiento a través del uso de protección catódica, donde se aplica en instalaciones actuales y nuevas usando métodos basados en el control químico del medio ambiente o el uso de revestimiento protector que, lo no se cubre en detalle. API 652: “Lining of Aboveground Petroleum Storage Tank Bottoms”. Esta práctica es recomendada presenta procedimientos y prácticas para lograr un eficaz control de corrosión en los tanques de almacenamiento usando revestimientos inferiores, contiene disposiciones para la aplicación de revestimientos inferiores a tanques existentes o tanques nuevos. En muchos casos usar revestimiento en la parte inferior de los tanques es un método eficaz para prevenir la corrosión interna en el fondo de los tanques de acero. La intención de esta práctica recomendada es proporcionar información y una guía específica sobre los tanques de almacenamiento de hidrocarburo con relación a su vida útil, capacidad de almacenamiento, entre otros factores. También puede ser recomendada en tanques para otros servicios. Los detalles de los fondos de los tanques no son especificados en esta recomendación ya que cada situación tiene un ambiente diferente de desarrollo. API 2000: “Venting Atmospheric and Low Pressure Storage Tanks”. Esta recomendación cubre la ventilación normal y de emergencia que requieren las instalaciones de superficie para tanques de almacenamiento de petróleo o productos de petróleo y almacenamiento subterráneo refrigerado. Recomendad para operaciones desde vacío hasta 15 lb/in2. 21 En esta práctica se discute sobre las causas de sobrepresión o vacío, ya que determinan los requisitos de dispositivos de ventilación y pruebas de alivio en los dispositivos. API 2555: “Method for Liquid Calibration of Tanks”. Esta norma describe el procedimiento para calibrar tanques, o partes de los tanques, de mayor tamaño que un barril o tambor al introducir o retirar cantidades medidas de líquido. Las normas API son establecidas para tratar problemas de naturaleza general, son revisadas, modificadas, reafirmadas o eliminadas al menos cada 5 años. Los estándares API son publicados para facilitar una amplia aplicación de buenas prácticas comprobadas de ingeniería y operación. 1.3.3. Criterios importantes de diseño de tanques. Para el diseño, se consideran las siguientes condiciones específicas según expertos y bibliografía revisada: Las características y dimensiones del tanque, condiciones de diseño, capacidad, materiales y características de fluidos serán indicadas en las Hojas de Datos. Todos los tanques llevarán una placa de identificación de acero inoxidable 1/16” de espesor localizada en un lugar visible, grabada bajo relieve con toda la información y los requerimientos de la Sección 8 del API 650 (o equivalente). Para el cálculo de espesores de la sección cilíndrica del tanque será utilizada la densidad del fluido almacenado, y por factor de seguridad el tanque lleno de agua a temperatura ambiente. La tolerancia por corrosión debe sumarse al espesor calculado o al espesor mínimo requerido por el API 650 (o equivalente) de la sección cilíndrica, fondo, techo del tanque y boquillas. Para las superficies de estructura interna e internos removibles, adicionar la mitad del espesor por corrosión especificado. Para las mamparas interiores se debe agregar la corrosión especificada en ambos lados. “Los tanques deberán diseñarse con su protección catódica correspondiente. En todos los casos se utilizarán ánodos de sacrificio. Se requerirá de la memoria de cálculo y la ingeniería 22 correspondiente para aprobación previa instalación de los mismos. Como parámetros de diseño, se tomará una vida útil de 10 años y en todos los casos el nivel de agua se tomará como el correspondiente a la capacidad total del tanque. En estos casos, se considerará siempre revestimiento interno.” [16] Se pintará la cara de ánodo que queda más próxima a la estructura a proteger para evitar la sobre protección por proximidad y el levantamiento del revestimiento. Los tanques serán diseñados con sistema para conexión a tierra. Los tanques y sus accesorios serán diseñados para resistir las cargas de viento y sismo, de acuerdo con los requerimientos de la norma API 650 (o equivalente). Para los anillos de refuerzo por viento, debe considerarse que la pared cilíndrica no contribuye con el cálculo del módulo de sección. El fondo del tanque será construido con placas traslapadas (el traslape hacia la dirección del drenaje) y debe tener una pendiente del 1% medida desde el centro del tanque hacia el cuerpo del mismo. El techo de los tanques sin recubrimiento interior puede ser soportado o autosoportado de acuerdo a los requerimientos del API 650 (o equivalente). Si se usa tubo o cualquier perfil estructural cerrado para soporte del techo, se considerará el suministro de venteo en la parte superior y el drenaje en el fondo del tubo o perfil estructural. Las cargas externas en las boquillas cumplirá con los requerimientos del API 650 apéndice P (o equivalente). No se deben instalar acoples roscados en las tapas de registros o bridas ciegas de las boquillas. Los tanques se deben diseñar con un acople para un termopozo de Ø1” (25 mm) de diámetro nominal, a Ø36” (914 mm) medidos desde el fondo para tanques de techo fijo, y a Ø24” (610 mm) para tanques con techo flotante. 23 Serán incluidos protecciones por alta y baja presión siendo estos: Válvula de presión y vacío con arrestallama y tapa de emergencia. En los casos que se requiera se incluirá gas de manto. Los materiales utilizados en la fabricación de los tanques serán nuevos y libres de defectos. No se permiten materiales que se hayan utilizado para la fabricación parcial o total de algún otro equipo o componente. Los tanques de acero al carbón, los de acero inoxidable, y los domos de aluminio, deben cumplir con los requerimientos de este documento y los del API 650 (o equivalente). La fabricación y montaje de tanques atmosféricos deben cumplir con los requerimientos de las Secciones 4, 5, 6 y 7 del API 650 (o equivalente). Antes de iniciar la fabricación del tanque, se tendrá un Procedimientos de Soldadura y Calificación de acuerdo a los requerimientos de la Sección 7 del API 650 (o equivalente), como así también el método y secuencia que se seguirá, el cual será validado previamente. Los procedimientos de soldadura, soldadores, operadores de máquina de soldar, electrodos, fundentes y alambres para soldar deberán estar calificados de acuerdo al código ASME, Sección IX, última edición. Todas las calificaciones serán hechas antes de comenzar cualquier trabajo de soldadura. La distribución de chapas debe ser de tal forma que se logre una cantidad mínima de longitud de soldadura. No se permiten superposiciones e interferencias entre las soldaduras de la envoltura de los tanques y soldaduras de conexiones, chapas de refuerzos etc. Todas las uniones longitudinales y circunferenciales, serán a tope, soldadas en ambos lados y serán de penetración y fusión completa. Las uniones verticales deben ser completadas en cada costura, antes de completar las costuras horizontales. Las aberturas de boquillas y registros (incluyendo los refuerzos), serán localizados para evitar interferencias con soldaduras longitudinales y circunferenciales. Todos los tanques serán diseñados con escalera y plataforma en el techo para acceso a instrumentos y registro de hombre, de acuerdo a los requerimientos de las tablas 3-17 y 3-18 del API 650 (o equivalente). 24 Los guardacuerpos y escaleras serán pintados con color amarillo seguridad. La inspección y pruebas del tanque, deben cumplir con los requerimientos de las Secciones 5 y 6 del API 650 (o equivalente). Antes de efectuar la prueba hidrostática, el tanque debe limpiarse y dejar libre de basura, residuos de soldadura y otros sobrantes de la construcción. Todos los recipientes o partes del mismo deben ser sometidos a una prueba de estanqueidad en un todo de acuerdo con la Norma API 650. Para ello debe efectuarse el llenando del tanque hasta el anillo de coronamiento con agua limpia y se debe mantener al menos por cuatro horas. La calibración volumétrica de los tanques será de acuerdo a los requerimientos del API Manual of Petroleum Measurement Standards o el API 2555 (o equivalente) además de los requisitos específicos de la ARCH. 25 2. PARTE EXPERIMENTAL 2.1. Antecedentes Las instalaciones actuales para el tratamiento de agua de formación están diseñadas para un caudal máximo de 20.000 BWPD, pero con el tiempo la producción de agua se ha incrementado. Según estudios de predicción, se estima que llegará a los 41.700 BWPD (ver anexo D). Se requiere tratar esta agua de formación ya que su disposición final es la inyección y reinyección en pozos, debiendo tener un valor mínimo de hidrocarburo y para evitar problemas en las tuberías de conducción como taponamientos. El tratamiento es necesario ya que el agua de formación contiene cationes, aniones y ácidos débiles no volátiles; también puede contener gases disueltos y suspendidos, y trazas de compuestos de hidrocarburos. Todos estos factores traen complicaciones, ya que producen incrustaciones en la tubería que la transporta, trayendo consigo la disminución de presión en la cabeza del pozo, lo que impide una inyección adecuada. Según los estudios de predicción, el volumen a tratar se incrementará, lo que hace necesario la ampliación de las instalaciones existentes, donde se separan mediante el tanque de lavado T-035 el crudo del agua, y de esta separación se dispone el agua para los sistemas de inyección y reinyección de agua de formación. Tomando en cuenta un 20% adicional como factor de seguridad, la nueva planta se diseña para 50.000 BWPD. 2.2. Ubicación geográfica El área de Producción Libertador se encuentra ubicada al nor-oriente de la Amazonia Ecuatoriana y está conformada por los campos Shuara, Shushuqui, Pichincha, y Secoya. Los tanques nuevos (T-050, T-051 y T-052) se instalarán en el área adyacente del tanque Oleoducto 3 (Capacidad de 85.000 Bls, EP P 880024840), en un área de 1.760 m2 (18.950 ft2) como se puede observar en la figura 13. 26 Para la Estación Secoya se presentan las siguientes coordenadas: Tabla 2. Ubicación de la Estación Secoya Puntos de GPS Navegador Estación Secoya NORTE ESTE COTA (m) (m) (m) 1 001 334 322 965 295 Figura 13. Mapa geográfico de la Estación Secoya. 2.2.1. Condiciones meteorológicas del sitio. Los datos ambientales y meteorológicos que se presentan a continuación corresponden a la provincia de Sucumbíos. Tabla 3. Condiciones climáticas Condición ambiental Unidad Valor Presión atmosférica Psi (abs) 14,7 Temperatura °F 120 Temperatura Promedio verano °F 95 Promedio invierno °F 80 Máxima registrada °F 102 Mínima registrada °F 70 27 Continuación tabla 2 Lluvia / Precipitación Pluviosidad mm/año 3.099 Máxima precipitación 24 Mm 188 días/año 219 Humedad relativa % 76 – 95 Máxima humedad % 99,4 horas Promedio anual días con lluvia registrada Velocidad del viento Noreste – Suroeste Dirección del viento prevalente Velocidad del viento km/h 96 (diseño) Características del suelo Zona sísmica 2ª del UBC 1997 Código Ecuatoriano 2.3. Descripción del proceso actual El proceso de separación en la actualidad es el siguiente: como se observa en el Anexo C, el crudo que sale desde los pozos de producción llega hasta un manifold, de donde se direcciona a los separadores de producción y de prueba, (V-022, V-023, V-024, V-026 y V-027); luego las corrientes separadas de agua y crudo se vuelven a unir para ingresar a la bota de gas V-01 para separar el gas de la mezcla líquida, luego ésta mezcla se dirige al tanque de lavado T-035 donde se vuelve a separar el agua del crudo, el crudo por la boca superior del tanque se va al tanque de reposo y el agua por la parte inferior se dirige hacia el tren de bombas booster para luego ser inyectada a pozos de reinyección e inyección. El proceso de separación de diseño es el siguiente, el agua que sale de los separadores de producción V-022 y V-023, es transportada por la línea 8”-WP-048-AA1, la cual tiene las facilidad de ir hacia la planta de tratamiento de agua por la línea 8”-WP-009-AX1, o continuar por esta línea hacia la bota de gas V-01. En la línea 8”-WP-048-AA1, se instala la válvula 28 SDV-01, que en condiciones normales está cerrada, y será operada en caso de enviar el agua de los separadores hacia la bota V-01. Para garantizar el transporte del agua de formación desde el T-035 hacia el T-050, se recomienda habilitar el BY PASS que conecta la línea de descarga 10”-WP-050-AX1 del T-035, con la línea de descarga de los separadores 8”-WP-009-AX1, manteniendo abierta la SDV-02. Esto debido a que la línea que transporta el agua de formación que es descargada por el T-035 se vuelve una línea de 6” lo que podría causar inconvenientes para el manejo de todo el flujo esperado en la estación. El tanque de lavado T-035, tiene la función de separar el hidrocarburo libre del agua, por medio de separación física, es decir por diferencias de gravedad. Para el control del nivel del colchón de crudo en el tanque de lavado T-035, se dispone de la siguiente instrumentación: LIT-T035 (trasmisor de nivel interfase), que envía una señal al panel de control, mide y registra el nivel de la interfase agua-petróleo operando la válvula LCV-T035 a 15 ft, válvula que permite ir regulando la salida de agua del tanque hacia el sistema de inyección. Dado que habiendo habilitado los separadores primarios de la estación como trifásicos, se considera que el flujo de agua de salida del tanque T-035 aproximadamente 1.700 BWPD, considerándose un máximo 5.000 BWPD. Adicionalmente, a efectos de la operación y control en el tanque, se tienen alarma de alto nivel de interfase (20 ft) LAH-T035 y alarma por bajo nivel de interfase (8 ft) LAL-T035, que genera un una apertura o cierre de la válvula controladora LCV-T035 según el caso. El tanque T-035 requiere la instalación en el techo dos (2) boquillas (4”-RF-150# y 2”-RF150#) para la instrumentación (LIT y LSHH) respectivamente. Lo mismo sucede para la instalación del instrumento LSHH del tanque TR-01 (2”-RF-150#). En caso de enviar la totalidad del agua al tanque de lavado (caso de tener que realizar mantenimiento sobre las líneas de agua que vinculan los separadores del tanque desnatador), se prevén utilizar manualmente la válvula 10”AA1-4R (válvula de globo, ubicada en la línea 10”WP-050-AA1), la cual tiene la capacidad de manejar los 50.000 BWPD. 29 2.4. Tratamiento de agua El presente diseño se realiza para incrementar el manejo y tratamiento de agua de las instalaciones existentes debido a que las instalaciones están diseñadas para una capacidad máxima de 20.000 barriles de agua por día (BWPD), para lo cual se incorpora un tanque desnatador T-050, un tanque pulmón T-051 y un tanque de rebose T-052. Se toma en cuenta el análisis fisicoquímico del agua de formación como se puede ver en los anexos Ay B. De acuerdo al alcance del presente trabajo se realizará el diseño de: 2.4.1. Tanque desnatador T-050. Es un tanque que opera a una presión ligeramente superior a la atmosférica mediante inyección de gas de nitrógeno. Tiene como objeto separar al hidrocarburo del agua mediante un proceso continuo. El agua contaminada asciende a través de la columna central por orificios radiales que favorecen la separación del hidrocarburo, el que queda en la parte superior del tanque. Estará diseñado para que el agua que lo abandona no tenga más de 50 ppm de hidrocarburo, que se determina la composición mediante una prueba de jarras al tomar una muestra de agua de salida del tanque pulmón, y según los cálculos se determina la cantidad de crudo presente en el agua mediante el cálculo de la velocidad de asentamiento. El tanque operará completamente lleno y a caudal constante. El hidrocarburo se extrae por rebalse y se envía al tanque de rebose T-052, mientras que el agua es enviada al tanque pulmón T-051. 2.4.2. Tanque pulmón T-051. Este tanque recibe el agua del tanque desnatador T-050. El objetivo de este tanque es compensar las variaciones normales de flujo, permitiendo así una operación estable. De su parte superior se puede extraer el hidrocarburo nadante y enviarlo al tanque de rebose T-052. El tanque opera a una presión ligeramente superior a la atmosférica mediante inyección de nitrógeno. El agua separada se dirige hacia un sistema de bombeo para ser distribuida entre los diferentes pozos que existen de inyección y reinyección. 30 Cabe destacar que antes del ingreso del caudal a este tanque hay inyección de demulsificantes para ayudar a separar las trazas de hidrocarburo que aún existe en el agua. 2.4.3. Tanque de rebose T-052. Es un tanque que opera a una presión ligeramente superior a la atmosférica mediante inyección de nitrógeno. Tiene como objetivo acumular el hidrocarburo separado en los tanques antes mencionados y recircular el flujo hacia el tanque de lavado. 2.5. Descripción del nuevo proceso Como se puede observar en el anexo C, el tanque desnatador T-050, tiene la función de separar el hidrocarburo libre del agua, por medio de separación física y mecánica, cuenta con internos platos horizontales, que le permiten al hidrocarburo libre aglomerarse, formar gotas más grandes y ascender por una columna central con orificios radiales a la superficie más fácilmente, donde es recolectado en una bandeja y enviado hacia el tanque de rebose T-052. Para el control en el tanque desnatador T-050, se dispone de la siguiente instrumentación: El LIT-050 (trasmisor de nivel de interfase), que mide y registra señales de nivel de interfase y controla la apertura de la válvula de control de salida de agua hacia el tanque pulmón T051 (LCV-050), la cual opera para mantener la interfase en 20 ft de nivel. La válvula LCV-050 cierra cuando el nivel en el tanque llegue a 10 ft, para evitar enviar hidrocarburos al tanque pulmón T-051. El tanque T-050 opera con inyección de gas de manto de +0,3 Onz/in2, y tiene un válvula de alivio / rompe vacío PVRV-050, con un set de +0,5 Onz/in2 y -0,5 Onz/in2 presión y de vacío. Adicional el tanque T-050 cuenta con protecciones por alto presión y nivel mediante: Una PSE-T050, válvula de seguridad, que tiene un set de apertura en +1,0 Onz/in2. Un LSHH-T050, switch de nivel total, con una alarma LAHH-T050 cuando el nivel alcanza 23 ft de altura. 31 Los valores de presión y vacío propuestos están acorde con las condiciones de diseño de cada uno de los tanques y la normativa API 650. La función del tanque pulmón (T-051), es amortiguar las variaciones de caudal y mantener un flujo constante y confiable a las bombas de transferencia (booster). Para el control en el tanque pulmón (T-051), se dispone de la siguiente instrumentación: Un LIT-T051 (trasmisor de nivel total), que envía señales al panel de control, mide y registra señales por alto-alto nivel (17 ft), alto nivel (15 ft), bajo nivel (8 ft) y bajo-bajo nivel (7 ft). El LIT-T051, mantiene un control sobre las bombas P-06, 81 y 82, actuando sobre el variador de velocidad; cuando el nivel baja a 8 ft, se activa la alarma LAL-T051, enviando una señal para que pare una de las dos (2) bombas que está en servicio, cuando se activa la alarma LALL-T051 por bajo bajo nivel, envía una señal a todas las bombas que están en servicio para detener su operación. Por el contrario, por alto nivel se prende una bomba adicional, y por muy alto nivel se prenden todas las bombas. El tanque T-051 opera con inyección de gas de manto de +0,3 onz/in2, y tiene un válvula de alivio / rompe vacío PVRV-051, con un set de +0,5 onz/in2 y -0,5 onz/in2 presión y de vacío. Adicional el tanque T-051 cuenta con protecciones por alta presión y nivel mediante: a) Una PSE-T051, válvula de seguridad, que tiene un set de apertura en +1,0 onz/in2. b) Un LSHH-T051, switch de nivel total, con una alarma LAHH-T050 cuando el nivel alcanza 17 ft de altura. Se dispone de un tanque de rebose T-052, para recibir los hidrocarburos provenientes de los tanques desnatador (T-050) y pulmón (T-051). Se pretende que este tanque normalmente opere con bajo nivel, para estar con capacidad de recibir los rebalses de los tanques desnatador y pulmón, en caso de una emergencia. Para el control en el tanque rebose T-052, se dispone de la siguiente instrumentación: 32 Un LIT-T052 (trasmisor de nivel total), que envía señales al panel de control, mide y registra señales por alto-alto nivel (8 ft), alto nivel (4 ft), y bajo-bajo nivel (2 ft). La operación de las bombas P-100 A/B será automática y controladas por el nivel del tanque, si el nivel alcanza los 4 ft, se pone en servicio la bomba P-100 A. Si el nivel en el tanque alcanza 8 ft se pone en servicio bomba P-100 B; cuando se recupera el nivel normal de operación (4 ft), se detiene la bomba La bomba que está en servicio para de funcionar cuando el nivel alcanza 2 ft de altura en el tanque. Las bombas se alternarán para tener un desgaste similar. El tanque T-052 opera con inyección de gas de manto de +0,3 onz/in2, y tiene un válvula de alivio / rompe vacío PVRV-052, con un set de +0,5 onz/in2 y -0,5 onz/in2 presión y de vacío. Adicional el tanque T-052 cuenta con protecciones por alto presión y nivel mediante: a) Una PSE-T052, válvula de seguridad, que tiene un set de apertura en +1,0 onz/in2. b) Un LSHH-T052, switch de nivel total, con una alarma LAHH-T052 cuando el nivel alcanza 8 ft de altura. Ver anexo H. 2.6. Criterios y procedimiento Se establecen los criterios para el cálculo de las capacidades de los tanques, se toma como base de cálculo para el diseño la especificación API 650-2007. Esta especificación analiza todos los elementos constitutivos del tanque como son el dimensionamiento de los espesores del cuerpo y fondo del tanque, consideraciones estructurales, aberturas en el cuerpo, estabilidad por condiciones ambientales. 33 2.6.1. Caudal máximo. El caudal máximo de agua de formación es de 50.000 BWPD (flujo actual 19.500 BWPD) para la selección del diámetro de tuberías de interconexión. Esta proviene mayoritariamente de los separadores y se destinará a tratamiento en la nueva planta de agua; que tiene como equipos principales los tanques de almacenamiento y separación. Para determinar la capacidad neta de trabajo de los tanques se realiza un pronóstico de producción para petróleo, agua y gas (Ver anexo D). El pronóstico de agua máximo para la Estación Secoya del Campo Libertador es de 41.700 BWPD y sumándole el 20%; porcentaje que se toma como un margen de seguridad en caso de que haya una cantidad mayor de agua de formación de la que muestra el pronóstico, dando un total de 50.040 BWPD. Por lo tanto, se considerará el diseño para un flujo de 50.000 BWPD. 2.6.2. Temperatura de operación. Se toma una temperatura de operación de 120°F. Para el diseño se tomará un margen adicional de seguridad resultando en una temperatura de 170°F. Se toma una densidad de 28,5 °API a 60 °F, viscosidad de 15 cP a 120 °F. 2.7. Condiciones y datos para el diseño. Tabla 4. Propiedades fisicoquímicas del crudo, Estación Secoya Propiedades del crudo Valor Unidad Grados API 60°F 28,5 °API Densidad @ Temp operación 55,1 lb/ft3 Viscosidad @ Temp operación 12 cP Fuente: Datos proporcionados por personal de laboratorio de Petroproducción (ver anexo B) Tabla 5. Condiciones actuales y de diseño Condiciones actuales Caudal 19.500 BWPD 34 Condiciones de diseño 50.000 BWPD 3. CÁLCULOS Y DISEÑO DEL EQUIPO En los tres tanques del presente diseño se produce la separación de crudo del agua por diferencia de densidades, pero debido a que en el tanque desnatador existe más cantidad de crudo que en el tanque pulmón y en el tanque de rebose, se colocan internos para evitar la turbulencia y mejorar la separación crudo-agua, por este motivo se pone como cálculo modelo al cálculo del tanque desnatador y se muestran los resultados de los tanques pulmón y de rebose. El tanque desnatador T-050 es un tanque que opera a una presión ligeramente superior a la atmosférica mediante inyección de gas de nitrógeno. Tiene como objeto separar al hidrocarburo del agua mediante un proceso continuo; el agua contaminada asciende a través de la columna central por orificios radiales que favorecen la separación del hidrocarburo, el que queda en la parte superior del tanque. Estará diseñado para que el agua que lo abandona no tenga más de 50 ppm de hidrocarburo. El tanque operará completamente lleno y a caudal constante. El hidrocarburo se extrae por rebalse y se envía al tanque de rebose T-052, mientras que el agua es enviada al tanque pulmón T-051. El tanque pulmón T-051 recibe el agua del tanque desnatador T-050. El objetivo de este tanque es compensar las variaciones normales de flujo, permitiendo así una operación estable. De su parte superior se puede extraer el hidrocarburo nadante y enviarlo al tanque de rebose T-052. El tanque opera a una presión ligeramente superior a la atmosférica mediante inyección de nitrógeno. El agua separada se dirige hacia un sistema de bombeo para ser distribuida entre los diferentes pozos que existen de inyección y reinyección. Cabe destacar que antes del ingreso del caudal a este tanque hay inyección de solución demulsificante para ayudar a separar las trazas de hidrocarburo que aún existe en el agua y anticorrosivo. 35 El tanque de rebose T-052 es un tanque que opera a una presión ligeramente superior a la atmosférica mediante inyección de nitrógeno. Tiene como objetivo acumular el hidrocarburo separado en los tanques desnatador y pulmón. De este tanque recircula el flujo hacia el tanque de lavado. 3.1. Cálculo de los tanques El tanque desnatador se diseña con dimensiones que ayudan a la separación del crudo del agua y con internos para evitar la turbulencia. El tanque pulmón también ayuda a la separación de los restos de crudo, pero por manejar una cantidad muy reducida de crudo no necesita de internos y el tanque de rebose ayuda a almacenar el crudo que se separa de los dos tanques antes mencionados. Por esta razón se detalla como cálculo modelo, el cálculo del tanque desnatador. Tabla 6. Propiedades fisicoquímicas del agua y del crudo Parámetro Petróleo Agua Gravedad específica, g/cm 0,8803 1,0158 Viscosidad, cP 11,029 0,556 Diámetro de burbuja, µm 130 500 3 Fuente: ESPÍN, Jorge y CONSTANTE, Luis. Estudio de la eficiencia de los separadores de petróleo de las estaciones de producción Secoya y Pichincha del Campo Libertador. Trabajo de grado Ingeniero en Petróleos. Escuela Politécnica Nacional. Facultad de ingeniería en Geología y Petróleos. Quito. 2011. P. 66 3.1.1. Ecuación general de diseño. La separación por gravedad está regida por la Ley de Stokes la cual establece que las fuerzas de rozamiento son las responsables de limitar el deslizamiento de las partículas. Se toma en consideración el diámetro de la burbuja de petróleo 130µm, las densidades de los fluidos a las condiciones operacionales (temperatura de 120°F), la velocidad de rebose de crudo de 3 BOPD/ft2 y un colchón de agua de 15 ft. La separación de petróleo libre del agua es mejorada por los platos horizontales dentro del tanque desnatador, por la coalescencia de las gotas de petróleo, lo cual ayudan el ascenso rápido del petróleo. 36 (1) Dónde: Vs = Velocidad de asentamiento, cm/s g = aceleración de la gravedad, cm/s2 r = radio de la burbuja, cm ρp = densidad del fluido pesado, g/cm3 ρl = densidad del fluido liviano, g/cm3 µ = viscosidad del medio continuo, cP La aplicación de la Ley de Stokes para un tanque desnatador donde mayoritariamente se encuentra agua resulta lo siguiente: Tabla 7. Velocidad de asentamiento Tanque Velocidad de ascenso, [Vs] ft/s Desnatador T-050 0,002 Pulmón T-051 0,002 Rebose T-052 3.1.2. No hace falta calculo porque es para almacenamiento Diámetro del tanque. Se considerará un tanque sin internos donde la separación esté dada únicamente por la diferencia de velocidad de ascenso del aceite y la salida del agua, es decir por la relación caudal área. Para el caso en estudio el caudal esperado de 50.000 BWPD fluirá por el área transversal del tanque de: 37 (5) Con el área transversal obtenida se determina el diámetro del tanque, y se redondea al diámetro comercial por arriba, más cercano. √ (6) √ Tabla 8. Diámetro de los tanques Diámetro, [D] Tanque Ft Desnatador T-050 45 Pulmón T-051 45 Rebose T-052 15,5 3.1.3. Velocidad de ascenso. Considerando que el flujo ingresa por la parte inferior del tanque, se obtiene la velocidad de ascenso. 38 Tabla 9. Velocidad de ascenso de partículas de crudo Tanque Velocidad de ascenso, [Vw] ft/s Desnatador T-050 0.002 Pulmón T-051 0.002 Rebose T-052 No hace falta calculo porque es para almacenamiento Por consiguiente se tendrá una separación del 100% de partículas mayores a 130 micrones. 3.2. Inclusión de internos La inclusión de internos así como de un tratamiento químico adecuado incrementa la eficiencia del tratamiento frente a tanques libres. Los esquemas de platos dobles (ver figura 15) incrementa la tortuosidad del recorrido aumentando el tiempo de separación mientras los floculantes aumentan el tamaño de partícula a separar. El contenido de hidrocarburo total dependerá de la eficiencia alcanzada por el tratamiento químico y será determinado en la práctica durante pruebas de jarra y posteriormente con ajustes del equipo en operación. Sin embargo, en todos los casos la calidad del agua será adecuada para su servicio como agua de inyección secundaria o a sumidero y cumplirá con lo determinado por la normativa ecuatoriana en el Decreto N°1215, Art 29.- Manejo y tratamiento de descargas líquidas, literal c) Reinyección de aguas y desechos líquidos (Ver anexo F). La inclusión de internos depende de las dimensiones del tanque, tomando en cuenta que se requiere tener flujo laminar para mejorar el proceso de separación, los platos horizontales son colocados de una manera equidistante en relación a las dimensiones del tanque para colocarlos, se toman en cuenta las recomendaciones para inclusión de internos en separadores. 39 Figura 14. Esquema de internos tanque desnatador Figura 15. Detalle de internos del tanque desnatador 40 Figura 16. Diferentes perfiles del tanque desnatador 3.3. Tiempo de residencia La determinación del tiempo de residencia como método de diseño de tanques de separación es una aproximación al cálculo a partir de la Ley de Stokes considerando las geometrías típicas dadas por el API 650 para tanques y las dimensiones requeridas desde el punto de vista de boquillas, interfaces, zonas de emulsión, distribución de boquillas y flujos por gravedad entre tanques. De acuerdo con API 650, para un diámetro de 45 ft el tanque cuya altura está inmediatamente por encima de este valor es 24 ft. (Ver anexo E) El tiempo de residencia disponible para el tanque es de: Altura total: 24 ft Altura efectiva: 21 ft Volumen efectivo: 5.950 Bls 41 (7) (8) Tabla 10. Tiempo de residencia del caudal en los tanques Tiempo de residencia, [Tr] Tanque h Desnatador T-050 3 Pulmón T-051 2,4 Rebose T-052 No hace falta calculo porque es para almacenamiento 3.4. Asentamiento de sólidos Se considera un tiempo mínimo de asentamiento de 14 minutos basados en las curvas de velocidad de asentamiento que se observan en el gráfico 1. Tabla 11. Datos para realizar la curva de asentamiento Tiempo altura de la interfaz Decanto min m % 0,0 0,400 100 0,5 0,310 78 1,0 0,270 68 1,5 0,220 55 2,0 0,200 50 42 Continuación de la tabla 11 Tiempo altura de la interfaz Decanto min m % 2,5 0,170 43 3,0 0,140 35 4,0 0,120 30 4,5 0,110 28 5,0 0,090 23 5,5 0,080 20 6,0 0,080 20 6,5 0,070 18 7,0 0,060 15 7,5 0,055 14 8,0 0,054 14 8,5 0,053 13 9,0 0,052 13 9,5 0,050 13 10,0 0,049 12 10,5 0,049 12 11,0 0,048 12 11,5 0,048 12 12,0 0,048 12 12,5 0,047 12 13,0 0,046 12 13,5 0,046 12 14,0 0,046 12 14,5 0,045 11 15,0 0,045 11 15,5 0,045 11 16,0 0,045 11 43 Gráfico 1. Curva de asentamiento de partículas sólidas en el agua de formación Curva velocidad de asentamiento, Estación Secoya 0,450 0,400 Altura interfaz, m 0,350 0,300 0,250 0,200 0,150 0,100 0,050 0,000 0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 Tiempo, min En esta curva se observa el tiempo en el que las partículas sólidas que existen en el agua de formación se acumulan en el fondo del tanque, donde se determina que luego de 14 minutos los sólidos se sedimentan en el fondo del recipiente. 44 4. RESULTADOS Y SIMULACIÓN 4.1. Resultados En el criterio de selección de los tanques, se considera un tiempo hidráulico de 3,0 horas para el tanque desnatador T-050 y 2,4 horas para el tanque pulmón. Estos parámetros están acorde con la experiencia de tratamiento de agua en tanques con internos tipo platos horizontales y distribuidor de flujo centralizado, además será necesaria una dosificación de químicos cuando sea requerida una vez que esté en operación este sistema. El tiempo de residencia es determinado a través de la Ley de Stokes, tomando en consideración el tamaño de la burbuja de petróleo de 130 µm, las densidades de los fluidos a las condiciones operacionales (temperatura de 120°F), la velocidad de rebose de crudo de 3 BOPD/ft2. La separación de petróleo libre del agua es mejorada por los platos horizontales dentro del tanque desnatador por la coalescencia de las gotas de petróleo, lo cual ayudan el ascenso rápido del petróleo. Para el tanque pulmón aplica los mismos criterios del tanque desnatador, no lleva platos horizontales internos para la aglomeración de crudo libre, por estimarse que en este tanque se presentarán trazas de petróleo menores a las condiciones operacionales actuales requeridas para la disposición del agua tratada en pozos de reinyección. La selección final de las variables diámetro/altura se definió considerando las condiciones anteriores y la hidráulica del sistema para el volumen requerido (ver anexo E). 45 Tabla 12. Tiempos de residencia del caudal en los tanques Tiempo Volumen hidráulico requerido BWPD horas Bls 50.000 3,0 50.000 3 Flujo Tanque Desnatador T-050 Pulmón T-051 Rebose T-052 Volumen próximo acorde a la Diámetro Altura Bls ft ft 6.250 6.800 45 24 2,4 5.000 5.100 45 18 - 500 505 15.5 16 Norma API 650 (1) (1) Tabla A-1B, de la norma API 650. Ver Anexo E. Se presenta el balance de masa para el proceso en estudio, donde se indica la cantidad de petróleo y agua que se va a obtener en cada tanque, en el anexo G se identifica con puntos de referencia que están señalados en las líneas de tubería. 4.2. Simulación Para comprobar el correcto funcionamiento de los equipos se realiza una simulación en Hysys versión 8.4 donde, usando los datos de operación que se pueden ver en el anexo G se obtiene un resultado aproximado a los valores reales de la separación crudo-agua en los tanques del presente trabajo como se observa en la figura 18. 46 Figura 17. Interconexión entre los tanques de diseño Una vez realizada la simulación se obtiene los resultados que se observan en la figura 19, lo que deja comprobar que los cálculos realizados se aproximan a los valores obtenidos, en la salida del tanque pulmón T-051 no se obtiene crudo ya que es una cantidad muy pequeña, menor a 15 ppm. 47 Figura 18. Resultados de simulación del proceso del presente trabajo 48 Se realiza esta simulación en Pipephase versión 9.1, para la evaluación hidráulica del sistema de transferencia por gravedad desde el tanque de lavado T-035 hasta el tanque desnatador T-050, para este caso se toma el nivel del líquido en condiciones normales de operación, el nivel de agua y crudo está en 30 ft (presión estática de operación 12,3 psi de ambos líquidos). Para la evaluación hidráulica se toman las siguientes consideraciones: Tabla 13. Parámetros para determinar el cabezal estático T-035 Flujo T-050 Tanque Tramo A de Tramo B Tanque desnatador lavado BWPD 50.000 Nivel Ø largo Altura Ø largo Altura Nivel (ft) (in) (ft) (ft) (in) (ft) (ft) (ft) 30 10 150 0 12 900 0 23 A continuación se presenta la simulación: Dónde: T-035 = Tanque de lavado L001 = Línea de transferencia (T-035 a TK) TK = Tanque desnatador T-050 49 Tabla 14. Resultado de la simulación en Pipephase 9.1 De esta simulación se obtiene que con el nivel estático de 30 ft en el tanque de lavado T-035, y a flujo de diseño (50.000 BWPD), se logra hacer la transferencia por gravedad al tanque desnatador T-050. Los resultados obtenidos se observan en la tabla 15. Tabla 15. Volumen de agua y crudo Cálculos Salida del tanque de lavado T-035 Salida del tanque desnatador T-050 Salida del tanque pulmón T-051 Simulación Agua, (BWPD) Crudo, (BOPD) Agua, (BWPD) Crudo, (BOPD) 49.900 10 49.900 10 49.899,6 6 49.900 0 49.899 0,6 49.900 0 50 5. DISCUSIÓN Para este trabajo no se tomó en cuenta el diseño mecánico debido a que forma parte de otra disciplina complementaria a la ingeniería química; sin embargo, existen recomendaciones realizadas en el presente trabajo para determinar detalles de seguridad como: escaleras, sistema contra incendios, bordes, instalación de toma muestras, válvulas de seguridad entre otros; existen factores físicos tales como las dimensiones de las láminas de acero, disponibilidad de materiales y estandarización (espesores disponibles) que se comercializan en el mercado lo que permite realizar la construcción del tanque buscando en todo momento la optimización de recursos. Si se siguen las recomendaciones de una norma (API 12F, API 650, API RF 651, entre otras normas que se mencionan en este trabajo), se debe tener en cuenta la fecha de edición, ya que en cada nueva versión pueden y existen cambios generando confusiones a la persona que sigue las recomendaciones mencionadas. Los resultados de la simulación permiten comprobar que los valores obtenidos mediante cálculo manual, son similares a los valores obtenidos mediante simulación, sin embargo en los valores correspondientes a la tabla 15, en la separación del tanque desnatador mediante balance de masa se obtienen 6 BOPD y como resultado de la simulación se obtiene 0 BOPD, esta diferenciación se debe a que en el simulador no se toma en cuenta el diseño tecnológico del tanque ni las consideraciones propias del ámbito operativo como el barrido de fondo. Este trabajo no incluye los tiempos de barrido, debido a que este parámetro es una condición operativa, que por obvias razones se determinará cuando entren en operación. Considero un tiempo de barrido de 3 horas. 51 6. CONCLUSIONES De acuerdo a los resultados obtenidos el tanque desnatador T-050 diseñado tiene capacidad para obtener agua de formación con un contenido menor a 15 ppm de crudo, valor requerido para la disposición del agua tratada en pozos de reinyección establecido en la regulación ambiental vigente. Para separar las partículas de menor tamaño se requiere la adición de químicos de tipo floculante para incrementar su tamaño y descender como una única partícula de mayor tamaño. Las partículas más grandes serán separadas con facilidad en los tanques desnatador y pulmón debido a la diferencia de densidades que existe entre el agua y el crudo. La Planta de tratamiento de agua de formación mejora la calidad del crudo obtenido mediante la separación del agua que existe como emulsión en el flujo procedente de los pozos productores, y del agua de formación que será inyectada y reinyectada, lo que permite obtener mayor rentabilidad y un menor impacto ambiental. La relación entre la viscosidad y la diferencia de gravedades específicas de las fases corresponde a las descritas en las ecuaciones de la velocidad de asentamiento libre de partículas isométricas, esta relación se comprueba mediante los resultados de la Tabla 7. Existe semejanza entre los cálculos realizados y los valores obtenidos como resultado de la simulación como se observa en la Tabla 15, lo que permite continuar con la construcción de los tanques del presente trabajo. De la curva de asentamiento, se concluye que los sólidos presentes en el agua se sedimentan en 14 minutos, tiempo menor al tiempo de residencia del flujo de proceso, por lo tanto se comprueba que la calidad del agua tendrá los valores requeridos según la normativa vigente (ver anexo F). Se incorpora un sistema automático de barrido de fondo de los taques para prolongar el tiempo de mantenimiento de éstos, y se establece un tiempo para abrir y cerrar las válvulas 52 de acuerdo a la cantidad de sólidos que se sedimentan en el fondo de los tanques, este tiempo se lo determinará una vez que los tanques estén en operación. El tanque de rebose almacena el petróleo que se obtiene de la separación crudo-agua de los tanques desnatador y pulmón, de los cálculos realizados se determina que a la altura de 13 ft se deben encender las bombas P-100A/B para el inicio de la recirculación desde el tanque de rebose hacia el tanque de lavado, dónde comienza de nuevo el ciclo de separación de agua de formación. Los cálculos que se recomiendan en la norma API – 650 ayudan a garantizar una vida útil prolongada del tanque, ya que toma en cuenta el espesor de cada parte del tanque, y relaciona la altura con el diámetro y la capacidad. Las alarmas están configuradas de manera que, en caso de una eventualidad o falla del control automático, dé tiempo al operador para llegar hasta el lugar y realizar una acción que evite un accidente. El tanque pulmón separará los residuos de crudo que aún existan en el agua de formación, y también servirá como almacenamiento para amortiguar los cambios repentinos en el caudal del proceso. 53 7. RECOMENDACIONES Colocar un by-pass del tanque de lavado T-035 para mantenimiento, y enviar el flujo desde los separadores hasta los nuevos tanques de separación, ya que luego de los separadores el caudal de agua y el caudal de crudo se unen en el tanque de lavado para su posterior separación. Es importante la actualización de los planos de los equipos diseñados y llevar un historial de los cambios que se han ido realizando conforme se avanza en el proyecto, para tener una guía y relacionar los planos existentes con el diseño mecánico, ya que el diagrama de flujo es un esquema sin detalles de cada equipo. Siempre se debe realizar los cálculos en base a las recomendaciones certificadas como en este caso la norma API – 650, para la construcción de tanques atmosféricos. Para futuros trabajos se recomienda evitar configuraciones geométricas severas en la tubería, como cambios de dirección bruscos que producen turbulencia y homogenización; lo que evita que haya flujo laminar y esto va en contra del principio de separación. Se recomienda realizar una adecuada selección del demulsificante para mejorar la separación de las emulsiones crudo-agua y esto acelerará la decantación, mejorando de esta manera la calidad tanto del agua como del crudo. Considerar la ingeniería civil ya que debido a un mal diseño del cimiento de los tanques puede existir hundimiento y esto trae como consecuencias medioambientales, colapso estructural como el rompimiento de las láminas de acero de los tanques, incluso pueden existir consecuencias para el personal de trabajo. En los tanques diseñados se necesita colocar un control automático adicional para poder manejar los caudales, además de un sistema de alarmas por alto y bajo nivel para la succión de las bombas P-100A/B. 54 CITAS BIBLIOGRÁFICAS [1] WALAS, Stanley. Equipos para procesos químicos, selección y diseño. Editorial Series. Massachusetts. 1990. p.612. [2] RODRIGUEZ, Daniel y VAZQUEZ, Nelson. Transporte y almacenamiento de crudos. Universidad Simón Bolívar. Caracas. Consulta realizada noviembre 2014. Disponible en http://slideplayer.es/slide/1083346/ [3] Loc. Cit. [4] Loc. Cit. [5] Loc. Cit. [6] MARIN, Darwin, Protección contra descargas atmosféricas para tanques de almacenamiento de hidrocarburos. Argentina. Consulta realizada noviembre 2014. Disponible en http://www.estrucplan.com.ar/articulos/verarticulo.asp?IDArticulo=2803 [7] Loc. Cit. [8] Loc. Cit. [9] Loc. Cit. [10] PEREZ, Roberto, Tanques de almacenamiento de hidrocarburos. Consulta realizada noviembre 2014. Argentina. Disponible en: http://materias.fi.urba.ar/6756/Tanques_de_almacenamiento_de_hidrocarburos_1C_07. pdf [11] Loc. Cit. 55 [12] JIBAJA, Fernando. Estudio para el diseño y construcción de tanques de almacenamiento. 2006. Tesis Tecnólogo en petróleos. Universidad Tecnológica Equinoccial, Quito. p.9. [13] Ibíd., p. 10 [14] COUPER, James. Equipos de procesos químicos, selección y diseño. Oxford. Editorial Elsevier. Tercera Edición. 2012. p.1. [15] DAILY, James. Y HARLEMAN, Donald. Dinámica de los fluidos con aplicaciones en a ingeniería. Editorial Trillas. México. 1975. p.128. [16] JIMENEZ, Arturo. Diseño de procesos en ingeniería química. Editorial Reverté. México. 2003. p. 143 56 BIBLIOGRAFÍA BENÍTEZ, Verónica y OLMEDO, Pablo. Diseño de un separador de producción trifásico horizontal para el campo Secoya del Distrito Amazónico. Trabajo de grado. Ingeniero Mecánico. Escuela Politécnica Nacional. Facultad de ingeniería Mecánica. Quito. 2011. COUPER, James. Equipos de procesos químicos, selección y diseño. Tercera Edición. Oxford. Editorial Elsevier 2012. DAILY, James y HARLEMAN, Donald. Dinámica de los fluidos con aplicaciones en a ingeniería. Editorial Trillas. México. 1975. ESPÍN, Jorge y CONSTANTE, Luis. Estudio de la eficiencia de los separadores de petróleo de las estaciones de producción Secoya y Pichincha del Campo Libertador. Trabajo de grado Ingeniero en Petróleos. Escuela Politécnica Nacional. Facultad de ingeniería en Geología y Petróleos. Quito. 2011. INGLESA. Diseño de tanques de almacenamiento. México D.F. 1994. Consulta realizada diciembre 2013. Disponible en: http://es.scribd.com/doc/48421091/Diseno-y-calculo-de- tanques-de-almacenamiento-Inglesa# JIBAJA Fernando, Estudio para el diseño y construcción de tanques de almacenamiento. 2006. Trabajo de grado. Tecnólogo en petróleos. Universidad Tecnológica Equinoccial, Quito. JIMENEZ, Arturo. Diseño de procesos en ingeniería química. Editorial Reverté. México D. F. 2003. MARIN, Darwin, Protección contra descargas atmosféricas para tanques de almacenamiento de hidrocarburos. Argentina. Consulta realizada noviembre 2014. http://www.estrucplan.com.ar/articulos/verarticulo.asp?IDArticulo=2803 57 Disponible en: MEYERS, Robert. Manual de proceso de producción de petroquímicos. Editorial McGraw Hill. New York. 2005. PEREZ, Jorge Arturo. Tratamiento de agua. Universidad Central del Ecuador. Facultad de Minas y Petróleos. Quito. 1993. RODRÍGUEZ, Daniel y VAZQUEZ, Nelson. Transporte y almacenamiento de crudos. Universidad Simón Bolívar. Caracas. Consulta realizada noviembre 2014. Disponible en http://slideplayer.es/slide/1083346/ ROMANO, Daniela. Tanques de almacenamiento de hidrocarburos en Técnicas energéticas. Facultad de ingeniería de la universidad de Buenos cuatrimestre.2005. Consulta realizada diciembre Aires. Argentina. Segundo 2013. Disponible en <http://es.scribd.com/doc/54561415/Tanques-de-Almacenamiento-de-HC#scribd> WALAS, Stanley. Equipos para procesos químicos, selección y diseño. Editorial Series. Massachusetts. 1990. 58 ANEXOS 59 Anexo A. Composición del crudo de la Estación Secoya 60 Anexo B. Propiedades fisicoquímicas del crudo de la Estación Secoya 61 Anexo C. Diagrama de flujo del proceso 62 Anexo D. Pronóstico de agua y petróleo para la Estación Secoya 63 Anexo E. Tabla que relaciona el diámetro con la altura y la capacidad de un tanque 64 Anexo F. Decreto ejecutivo 1215, artículo 29, literal C. 65 Continuación Anexo F 66 Anexo G. Balance de masa 67 Anexo H. Diagrama de tubería e instrumentación 68 Anexo I. Simbología para P&ID 1 69 TYPICAL LETTER COMBINATIONS LETTER INDENTIFICATION Anexo J. Simbología para P&ID 2 70 TEMPERATURE MISCELLANEOUS INSTRUMENTS CONNECTIONS
