En el capítulo anterior di una
imagen muy simplificada de una refinería, la cual se podría resumir en como una
corriente de petróleo crudo entraba, tras unos preparativos, en una gigantesca
columna de destilación donde obteníamos diferentes salidas, cada una de las
cuales tras pasar por diferentes unidades y procesos más o menos laboriosos
obteníamos productos como la gasolina, asfalto, keroseno...etc.
El artículo de hoy se centra en
un proceso previo clave, como es la desalación del petróleo. Y es que la propia
palabra “petróleo” proviene del griego y significa “aceite de roca”. No esperamos que algo que lleva millones de años en las profundidades de la tierra salga brillante e impoluto. A nuestra refinería no nos llega una mezcla perfecta de hidrocarburos, sino que presenta una gran cantidad de
impurezas. Estás son en su mayoría sales, como cloruros de sodio y magnesio.
Estos compuestos podrían cristalizar
en los intercambiadores de calor o lo que es peor, dentro de la propia columna,
e incluso dadas las altas temperaturas con las que se trabajan podrían llegar a
hidrolizarse produciendo ácidos (cómo el ácido clorhídrico) que podrían dañar
seriamente los equipos.
En este paso también se tiene que
acabar con otro tipo de impurezas, que aunque secundarias en comparación con
las sales, también nos pueden crear más de un quebradero de cabeza aguas abajo,
como son las arenas finas, arcillas, óxidos y sulfuros de hierro, incluso
partículas que hayan podido contaminar el crudo durante el proceso de
extracción y transporte.
Todo esto lo llevamos a cabo
mediante un proceso de extracción con
agua dulce, llevada a cabo en enormes decantadores. Hay que tener en cuenta
que toda la (inmensa) alimentación a la refinería tiene que pasar si o si por
aquí, así que en consecuencia tendremos equipos enormes y grandes gastos de
agua.
Primero se forma una emulsión,
con el objetivo de crear una gran superficie de interfase para facilitar la
transferencia de sal, para finalmente separar agua y petróleo
desalado aprovechando su diferencia de densidad en un decantador.
Debido a la alta viscosidad de la
fase orgánica la decantación suele llevarse a cabo a temperaturas del orden de
120-150ºC y a presión suficiente para evitar la vaporización del agua y de los gases
volátiles del petróleo. La ruptura de la emulsión se facilita
mediante aditivos químicos tales como la sosa cáustica, que disminuyen la
tensión superficial y varían el pH.
El decantador está equipado con
unos deflectores dispuestos convenientemente para evitar turbulencias y caminos
preferenciales, saliendo el crudo desalado, menos denso, por la parte superior,
y el agua salada por la inferior, después de un tiempo medio de residencia de
40-60 minutos. Para acelerar la coalescencia se suelen emplear campos eléctricos
de elevado potencial (16-35 KV). El control de la separación de las fases
crudo-agua se lleva a cabo mediante conductividad, ya que el agua conduce mucho
mejor que el crudo.
La eficiencia típica de procesos
con un decantador son del 90-95%, habitualmente pasando de valores de 0,2-0,4
kg/m3 de sales a 0,02-0,04 kg/m3. Sin embargo, lo típico
es emplear dos decantadores a contracorriente, llegando a eficiencias del 99%. La
separación de sólidos en suspensión debería ser del 60% o mayor, llegando a
separarse el 80% de las partículas mayores de 0,8 micras.
Las aguas aceitosas y salinas que
obtenemos presentan un elevado pH y un gran contenido de materia sólida en suspensión,
por lo que se suelen tratar separadamente de otras aguas residuales de
refinería.
El coste de estas unidades no es tan
grande comparado con el daño que los elementos que separan pueden ocasionar en
los equipos de la refinería aguas abajo.
Bibliografía:
- · Apuntes de la asignatura “refino de petróleo y petroquímica”, Angel Santos.
- · “Refino de petróleo, gas natural y petroquímica”, Miguel Ángel Ramos Carpio, 1997
- · “Petroleum refining, technology and economics”, 4th edition James H.Gary, Glen E.Handwerk
.jpg)
