Medición de Interfase en Desaladoras con Medidores Radiométricos

Después del proceso de separación, hecha en altamar, primero, y luego en los tanques separadores de almacenamiento, donde se separa por decantación el crudo de lodos y agua, el crudo aún lleva contenido de agua y sal que debe eliminarse, antes de continuar el proceso en posteriores etapas en la refinería, en su trayecto para obtener los productos derivados como gasolinas, turbosinas, aceites, entre otros. Ya que estos productos no deben tener contenido de agua, por un lado y la sal provoca corrosión en los procesos, por el otro.

Además, la acumulación de sal en procesos subsecuentes como calentadores o intercambiadores provocará la necesidad de mantenimientos frecuentes y costosos. Otras afectaciones de la sal son que las costras de sal disminuyen la capacidad de transferencia de calor en intercambiadores, por tanto, se requiere mayor consumo de combustible. También mencionar que la sal va haciendo costras en las tuberías, provocando una disminución en la capacidad y eficiencia en las mismas.

Todo esto provoca que se reduzca considerablemente el tiempo de vida de los equipos y requieran mantenimiento más frecuente. Ya que el crudo se sustrae de aguas someras o profundas, el agua contenida en éste, contiene sales con sulfatos, cloros y bicarbonatos de metales alcalinos. Frecuentemente, la concentración de estas sales es cuantificable y medible.

El contenido de sal en crudo es muy variable, pero es controlable con buenas prácticas en campo. Es posible reducir de concentraciones de sal mayores a 100 PTB (Pound per Thousand of Barrels) a menos de 3PTB, que son 8.6 Gramos por Mil Litros (g/KL).

Figura 1. Unidad Desaladora de Petróleo Crudo.

Los contaminantes del crudo deben ser removidos mediante un proceso llamado desalado, para evitar daños por corrosión en proceso subsecuentes y para mejorar la calidad del crudo (grado API). Es por esto que se requiere de un equipo denominado Desaladora de Crudo, o solo Desaladora. Ésta se instala en el tren del intercambiador de calor, que calienta el crudo antes de fluya hacia la torre de destilación, que es la primera unidad de procesamiento en una refinería y su tarea es destilar el crudo entrante en varias fracciones con distintos puntos de ebullición, cada fracción será procesada más adelante en otras unidades de proceso.

Incluso pequeñas concentraciones de sales y agua en el crudo pueden causar efectos no deseados, como:

  • Corrosión en procesos subsecuentes por la hidroxilacióndel cloro a HCl.
  • Algunas sales minerales pueden contaminar la costosacatalización.
  • La sal que se acumula en tuberías, calentadores, intercambiadores provoca costosos mantenimientos.
  • Las costras de sal provocan la reducción de la transferencia de calor de los intercambiadores resultando en un incremento del consumo de combustible. Así también, pueden provocar el bloqueo de las tuberías reduciendo la eficiencia de los equipos.
  • Si entra demasiada agua al tren de pre-calentamiento, se puede evaporar y provocar interferencia o ruido, además de vibraciones en la tubería por la alta presión.

Los dos métodos principales para desalar el crudo son: Químico y Separación Electrostática. 

Para el método de Separación Electrostática. En un recipiente completamente lleno de aceite con agua, se le aplica alto voltaje para atrapar las pequeñas burbujas de agua suspendidas en el aceite y concentrarlas al fondo del tanque de sedimentación. Si el crudo tiene alto contenido de sólidos, se le agregan surfactantes.

Diagrama de proceso de una desaladora

  1. Flujo de crudo húmedo a tanque húmedo
  2. Demulsificador / inyección de químicos
  3. Flujo de crudo al intercambiador de calor
  4. Flujo al calentador
  5. Agua de lavado reciclada del recipiente de la 2da etapa
  6. Flujo a la válvula mezcladora de la primera etapa de desalado
  7. Flujo mezclado al recipiente de la primera etapa
  8. Flujo a la válvula mezcladora de la 2da etapa
  9. Agua fresca de lavado
  10. Flujo de crudo tratado
  11. Agua de la desaladora de la primera etapa hacia planta de tratamiento de agua
  12. Analizador BS&W (señal para la válvula)
  13. Agua decantada del tanque húmedo hacia la planta de tratamiento
Figura 2. Diagrama de proceso de una desaladora.

Capa de Emulsión

En la mayoría de los procesos no hay una clara separación entre los dos medios, sino que hay una emulsión que hace muy paulatino el cambio de agua a aceite. La medición estándar de medición de interfase no es suficiente para un control preciso para el proceso de desalado.

Figura 3. Capa de Emulsión.

Se requiere información continua de la cantidad de agua en aceite en cada punto para poder llevar un control óptimo. El proceso de desalado es el más óptimo cuando la banda de emulsión está justo debajo de las rejillas electrostáticas. La banda de emulsión es típicamente de 300 a 600mm, dependiendo del diseño de la desaladora.

Figura 4. Sistema desaladora

Además del crudo y el agua, un tercer sustancia llamada agente emulsificador debe estar presente para lograr una emulsión estable. Crudo con pequeñas cantidades de emulsificador forma una emulsión menos estable y se separa relativamente fácil, mientras crudos con la cantidad correcta de emulsificador resulta en una emulsión mucho más estable.

Tabla 1. Problemáticas identificadas.

Para separar el crudo y el agua de la emulsión se requiere desestabilizar la emulsión de las capas de emulsificador.
Este proceso se logra usando demulsificador para neutralizar el agente emulsificador.

Construcción mecánica

A continuación, imágenes de lo descrito anteriormente.

Figura 5. Etapas de Construcción Mecánica.

Tecnologías de medición en desaladoras

Como se mencionó, para el proceso de desalado es muy importante mantener un nivel y ancho de emulsión controlados. Medir donde inicia la emulsión y dónde termina representa un gran reto para la mayoría de las tecnologías de medición. Considerando también que el crudo puede contener componentes pegajosos que se adhieren a lar sondas, como la capacitiva o la del radar guiado.

La mayoría de las desaladoras tienen tubos de muestreo para localizar la emulsión de forma manual. Sin embargo, esto nos es suficiente para el control.

Varillas de radiofrecuencia. Son varillas que funcionan por emisión de energía de alta frecuencia desde la punta de la misma. Sobre la misma varilla se encuentra el detector que monitorea la energía emitida. Dado que el agua absorbe más esta energía que el aceite, midiendo la absorción se detecta la concentración de agua en aceite o aceite en agua.

Normalmente un sistema cuenta de 2 a 4 varillas. Cada una con un propósito muy definido. Este método tiene dos principales inconvenientes. El primero es que si se cambia el tipo de crudo se debe recalibrar y dicha recalibración no es nada fácil. Por otro lado, estas varillas requieren un mantenimiento y recalibración constante, lo que las hace poco prácticas y con un gran costo de operación.

Figura 6. Medidor multi-paramétrico.

El principio capacitivo, conocido como Liquicap, se logra mediante una sonda totalmente aislada actuando como un electrodo y la pared aterrizada como un segundo electrodo. Mediante este principio se puede medir el nivel de la interfase agua/aceite y el valor del nivel superior de aceite tiene un impacto despreciable.

Sin embargo, la emulsión si podría afectar en la medición de la interfase. Desafortunadamente, el equipo no puede discriminar entre si el aumento de capacitancia es debido a aumento de nivel de interfase o a la emulsión.

El radar guiado, o Levelflex, puede medir correctamente el nivel total del crudo. Es posible que también mida el nivel de interfase siempre y cuando se conozca la constante dielétrica y sea constante en el crudo. Sin embargo, con la presencia de emulsión, la medición de interfase se vuelve inestable y susceptible a perder dicha medición.

Medidor multi-paramétrico, Sensor Fusion, Este medidor toma la misma sonda para dos principios de medición diferentes, capacitivo y radar guiado. Este equipo puede sacar dos señales independientes de 4-20mA o se pueden transmitir por un protocolo de comunicación como Foundation Fieldbus o Profibus. La medición capacitiva se utiliza para tomar la medición de interfase mientras que la del radar guiado se usa para el nivel total del crudo.

Normalmente se usa una sonda coaxial para que los internos del tanque no afecten la medición y la referencia del capacitivo sea más estable, ya que se aísla de ruidos eléctricos. Este medidor resuelve el problema de pérdida de nivel de interfase por la emulsión y mantiene una medición estable del nivel total, o superior, de crudo. Sin embargo, aún no nos da mucha información del espesor de la capa de emulsión, la cual se debe controlar para una operación más eficiente. Además de que las adherencias en la sonda coaxial pueden representar una necesidad de mantenimiento constante.

Sistema de Perfil de Densidades (DPS, Density Profile System). Este sistema funciona por medio de radiación gamma y sensores de radiación de centelleo. Hay varias formar de hacer esta medición. Por ejemplo, hay un sistema móvil que en un pozo (llamado radio-pozo) se ingresa una fuente que se puede desplazar y en otro pozo contiguo se ingresa un sensor de centelleo que, también se puede desplazar. Se comienza a desplazar la fuente para recorrer todo el rango, mientras el sensor la va siguiendo, utilizando un servomecanismo se conoce la densidad a lo largo del rango.

Este sistema tiene la ventaja de usar una sola fuente. Sin embargo, este sistema tiene dos grandes inconvenientes, el primero es que al tener movimiento tiene mayor desgaste y requiere mantenimiento muy seguido, por un lado, por el otro es que, en tiempo real solo mide en un punto del rango mientras que el resto del rango tiene que esperar a que pase el sistema por ahí para actualizar el dato. Por lo tanto, la respuesta es muy lenta y solo es en tiempo real en uno de los puntos del rango. Otro sistema DPS es con múltiples fuentes en el interior de la desaladora y múltiples detectores en el exterior, de tal forma que cada detector hace pareja con una fuente. La ventaja de este sistema es que es muy simple de entender el concepto.

No obstante, tiene dos grandes desventajas también. Por un lado, al ocupar múltiples fuentes requiere de un contenedor de fuentes muy largo arriba del recipiente y requiere un tubo curveado a una distancia, más o menos, constante de la pared, y más aún, no se sigue la filosofía ALARA de protección radiológica (sistema que impulsa la seguridad radiológica); todo esto implica que el sistema sea mucho más costoso y el mantenimiento sea más complicado, ya que no es sencillo manipular todo un tren de fuentes. Por otro lado, la medición es puntual donde se ubiquen los sensores y fuentes. Esto significa que tenemos muestras del rango, pero no la medición del rango continuo. Esto nos puede reducir el tiempo de respuesta y dificulta la controlabilidad de la emulsión para los operadores.

Figura 7. Sistema de Perfil de Densidades.

DPS continuo en todo el rango de medición

En lugar de medir solo en algunos puntos dentro del rango, lo mejor es tener una medición continua de la densidad en todo el rango. De esta manera no se esta “ciego” de lo que pasa en medio de los detectores. De esta manera se obtiene una medición continua y mucho más fina para un mejor control. Además, esto se logra con una sola fuente, por lo que no se requiere un contenedor enorme y pesado, difícil de manipular, arriba de la desaladora.

Lo que el sistema “Ve” es concentración de agua en crudo, a través de la medición de densidad.

Figura 8. Rango de Medición

¿Cómo funciona el DPS para poder medir de forma continua todo el rango de medición?

El Rango de medición (MR) es subdividido en varios subrangos, conocidos como capas. Se mide la densidad en cada capa por el principio de absorción de radiación. De esta forma se obtiene el perfil de densidades en cada capa y, por tanto, en todo el rango. A mayor cantidad de capas, mayor resolución se logra. La posición de cada detector determina los límites de cada capa y cada detector es responsable de la medición de cada capa y envía la señal al sistema con un algoritmo especial que procesa todo el perfil de densidades y muestra los resultados en un monitor.

Figura 9. Tabla muestra del Perfil de Visión Compacto.

Dado que la precisión va en relación directa con el número de detectores a utilizar, se debe definir la precisión necesaria para la operación óptima, por ejemplo, 5Kg/m3. Pero si se define una precisión mayor de lo requerido para operación, si es posible lograrla per aumentará el número de detectores, encareciendo el sistema completo. Para la visualización más intuitiva para los operadores, se debe definir rangos de densidad que se representaran en colores que representará cada capa con una barra.

Figura 10. DPS continuo en todo el rango de medición.

Incrementando la Eficiencia en Desaladoras

La medición de perfil de densidades, DPS, es particularmente útil cuando las desaladoras operan con las siguientes
características:

  • Crudo con bajo grado API (<35)
  •  Desaladoras viejas con bajo grado de eficiencia
  •  Crudo cambia constantemente con diferentes grados API
  •  Crudo con alto contenido de agua
  •  Problemas de incrustaciones
  •  Alto contenido de Sulfuro
  •  Emulsiones de más de 10cm (4”)

Ahorros de demulsificador

La cantidad de demulsificador requerida, en promedio, es de 2mL por cada 100L de crudo. Típicamente, una desaladora procesa 70 000 bpd, consumiendo 227L de demulsificador por día. Con un costo de 35USD por galón, resulta un gasto de 2100USD por día. Si la desaladora puede ahorrar 10% mediante una medición precisa, el potencial de ahorro es de 210USD por día o 77,000 USD por año.

Además de los ahorros de trabajo y mantenimiento al tener la desaladora automatizada y funcionando en niveles óptimos. Reducción de la frecuencia de desarenado mediante la medición de la capa de arena. Durante el proceso de desalado, cierta cantidad de sedimentos se acumulan al fondo de la desaladora. Al poder monitorear continuamente el nivel de sedimentos, los operadores pueden activar el sistema de lavado de manera automática.

Figura 11. Medición del perfil de densidades.

Beneficios que brinda el sistema de perfil de densidades con radiación Gamma

  •  Proceso de desalado más eficiente. Dado el monitoreo continuo del ancho de la capa de emulsión y su posición
  •  Menos corrosión en los procesos subsecuentes
  • Ciclos de operación mayores
  •  Reducción en mantenimientos requeridos
  •  Reducción en frecuencia de desarenado
  •  Reducción de tratamientos de aguas. Ya que con el monitoreo correcto menos crudo se va por el desagüe.
  •  Reducción en el consumo de químicos (emulsificado y demulsificador)
  •  Temperaturas de operación más bajas. Dado que se pueden evitar las costras de sal
  •  Ahorros en combustible, ya que se debe calentar menos
  •  Crudos de distinta calidad se pueden usar en la misma desaladora, dado el monitoreo de continuo de condiciones de proceso.
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