Procesamiento de Petróleo

La sal en el flujo de crudo presenta serios problemas de corrosión y sarro y debe ser eliminada. La sal se disuelve en el agua remanente del petróleo crudo. La desalinización retira tanto la sal como el agua libre residual. Aunque la refinería es el lugar más económico para la desalinización, los requerimientos de tubería a menudo requieren desalinización de campo. Reto La instrumentación de nivel es integral en los sistemas de desalinización de una y dos etapas mezcladores de placa de orificios múltiples y el tanque de asentamiento de un desalinizador químico. El control de nivel de interfase evita que el agua libre golpee los electrodos del desalinizador y previene costosos daños. Le nivel de interfase debe mantenerse constante o de otro modo los cambios en el campo eléctrico interrumpe la integración eléctrica.

No toda el agua se elimina del petróleo crudo durante la primera etapa de separación por gravedad. El crudo separado puede contener hasta 15% de agua que existe en una forma emulsificada que es difícil que un separador elimine. La emulsión de agua y aceite debe deshacerse para que el agua pueda eliminarse antes de que el crudo se embarque. Los proceso de desemulsificación se logran usando agentes químicos y calor. Reto El control de nivel se encuentra en los barriles de choque de dos o tres fases, tratadores de calor y deshidratadores químico-eléctricos. La medición de interfase es critica en la deshidratación pues previene que aceite emulsificado con agua fluya sobre el dique del separador.

Todo el aceite crudo sin refinar almacenado en tanques tiene un porcentaje de agua incluido en él y mientras esté almacenado en tanques, ocurre una separación natural cuando el agua se reune en el fondo del tanque por debajo del petróleo. Los dos fluidos son muy distintos excepto por una capa de interfase de «agua negra» o «trapo» que es una emulsión de aceite mezclado con agua. Para eliminar el agua del tanque, el agua es drenada del fondo del tanque y es enviada a tratamiento de agua. Reto Los controladores de nivel diseñados para detección de interfase censaran el inicio de la interfase aceite/agua durante procesos de eliminación de agua y proporciona retroalimentación a un sistema de control que acabará el drene de agua cuando sea apropiado.

Al eliminar gases disueltos y sulfidro de hidrogeno, la estabilización de crudo y procesos de endulzamiento disminuyen los problemas de seguridad y control. Los gases se eliminan por un estabilizador. El endulzamiento emplea procesos de estabilización o vaporización así como un agente de eliminación basado en gas o vapor. Reto Eliminar gases disueltos por estabilización requiere control de nivel en la unidad de recalentamiento. El endulzamiento por vaporización de etapa y estabilización por recipientes requiere control de nivel en una serie de separadores por etapas. El endulzamiento por estabilización de recipientes recalentados requiere control de nivel adicional en un recalentador.

Los gases de hidrocarburo regularmente son quemados en un proceso de oxidación de alta temperatura que quema componentes combustibles de desecho. Las leyes y restricciones ambientales dictaminan el monitoreo preciso de gases quemados en plataformas de aceite y gas. Se requiere un medidor de flujo para monitorear los gases de residuo. Reto Debe tenerse consideración a cambios abruptos de flujo, bajas presiones y un amplio rango de velocidades. Los medidores de flujo de dispersión térmica son instrumentos ideales para mediciones de flujo a quemadores debido a su sensibilidad de bajo flujo y alto rango.

Desde ingredientes farmacéuticos activos (APIs) hasta inhibidores de corrosión de fase de vapor (VCIs), cualquiera de miles de aditivos y agentes pueden ser inyectados al flujo de proceso en una industria dada para alterar o conferir nuevas propiedades al producto o mejorar las dinámicas de proceso. Los sistemas de inyección y sistemas de patines químicos ofrecen un amplio rango de opciones de control de dosis. Reto Un sistema de inyección química típicamente consiste de uno o mas tanques o contenedores de suministro químico, un tanque de medición, un contenedor con mezclador (si se requiere), una bomba variable y controladores de proceso. Los tanques químicos y paquetes de patines químicos requieren monitoreo de nivel para asegurar que los tanques no se desborden o se queden sin alimentación química.

El nitrógeno, el gas comercial más utilizado, es el gas ideal para los mantos en tanque cuando se inyecta en el espacio libre superior en un tanque de almacenamiento. Evita la ignición de líquidos inflamables, inhibe la pérdida de gases y protege los químicos, productos farmacéuticos y alimentos de la degradación del oxígeno y la humedad. El nitrógeno también se usa como agente de purga y en aplicaciones criogénicas. Reto La medición de flujo másico monitoreará el uso de nitrógeno como gas de manto en tanques. Un medidor de flujo másico puede rastrear el uso como una medida de control de costos y determinar cuándo, dónde y quién utiliza el gas. El monitoreo de flujo de las líneas de alimentación puede prevenir condiciones inseguras que pueden surgir cuando el suministro de gas es insuficiente.

A variety of chemicals are typically stored in the field or processing facility to expedite processing time by preconditioning an inlet fluid. These fluids may first enter into a hold tank to allow upstream solids and liquids time to separate prior to production, which allows the facility tobetter handle upset conditions without stopping production. Stored additive chemicals include dispersants, flocculants, surfactants, glycols, diluents and rust inhibitors. Challenges Fluids are typically stored in a series of outdoor steel tanks. The tank fluid volume should be continuously monitored since level variations may lead to upsets. Tanks contain agitated media with suspended solids that can coat floats, displacers and probes.

El primer paso para procesar la corriente del pozo productor de hidrocarburos es separar las fases de petróleo crudo, gas natural y agua en corrientes separadas. Los campos de petróleo y gas utilizan separadores de bifásicos (líquidos vs gases) y trifásicos (gas/hidrocarburo/agua). Los se califican de acuerdo a varios criterios: según su configuración si son horizontales o verticales, la presión de operación, flujo turbulento o laminar y si la separación es de prueba del pozo o producción. Reto La medición del nivel de la interfaz activará una válvula de descarga para ajustar el nivel del recipiente. Una capa de emulsión a lo largo de la interfaz aceite / agua puede contaminar el aceite con agua o el agua con aceite. La presencia de espuma en la emulsión aceite-agua puede causar arrastre de líquido o escape de gas.

El petróleo crudo, los líquidos de gas natural (LGN) y el agua se almacenan en los campos de petróleo y gas. A diferencia de loa patios o playas de tanques intermedios en terminales y refinerías, el almacenamiento en el campo consiste en recipientes más pequeños asociados con el procesamiento de petróleo, gas y agua producido de los yacimientos. El gasóleo o diesel para los generadoresl, el agua potable y el agua para apagar fuegos también se almacenan en plataformas costa-afuera. El gas natural licuado se almacena a presión atmosférica en tanques de doble pared. Reto La supervisión del niveles en tanques se puede proporcionar con control de desbordamiento y sistemas de alarma y/o paro de bombas cuando el nivel cae por debajo de un nivel límite bajo especificado. Los controles de interfaz detectarán el comienzo de una interfaz aceite/agua durante la deshidratación del tanque y controlarán la extracción de agua. API 2350 Las nuevas prácticas recomendadas con respecto a la protección de sobrellenado del tanque para tanques de almacenamiento en tierrafirme que reciben líquidos Clase I (inflamables) señalan la selección cuidadosa y aplicación de controles de nivel para proteger eficazmente contra las posibilidades de desbordamiento de tanques.

Una solución de cemento preparada en el área (o transportada) sirve para afianzar el revestimiento del pozo. Los fluidos de perforación lubrican la cabeza de perforación, remueven cortaduras, previenen colapso del orificio abierto del pozo y mantienen equilibrio hidrostático para protección contra explosiones. Se usa «lodo» con base en agua o aceite. Pueden añadirse al fluido de perforación dispersantes, floculantes, surfactantes e inhibidores de corrosión. Reto Los fluidos de perforación se almacenan típicamente en una serie de tanques de acero rectangulares con divisiones. El volumen de fluido en el tanque debe monitorearse continuamente pues las variaciones de nivel pueden indicar una explosión próxima. Las condiciones del tanque incluyen medio agitado, sólidos en suspensión y medio que recubre flotadores, desplazadores y sondas.

Si se les permite escapar a la atmósfera, los vapores de hidrocarburos disminuyen los ingresos a través de la pérdida de volumen de hidrocarburos y crean riesgos de incendio y contaminación. Una Unidad de recuperación de vapores (VRU) recoge los vapores de las instalaciones de almacenamiento y carga, los vuelve a licuar y los devuelve en forma de hidrocarburos líquidos a los tanques de almacenamiento. Los métodos para recuperar los vapores incluyen absorción, condensación, adsorción y enfriamiento simple. Reto Una VRU es una unidad de proceso simple y económica que brinda conformidad con las normas y leyes ambientales y mejora las economías operativas mediante la captura de hasta el 95% de las emisiones fugitivas. Crítico para la VRU es el tambor de destello donde los vapores se relicuan. El control de nivel de líquido del tambor de destello o flash es esencial.