MX2007000670A - Metodo y aparato para la extraccion de contaminantes del agua. - Google Patents

Abstract

La presente invencion provee un metodo para mezclar un gas de hidrocarburo licuado que extrae un flujo de agua que contiene hidrocarburo. El metodo involucra: a) introducir el gas de hidrocarburo licuado que se extra en el agua para proveer agua que tiene gotitas suspendidas de extracto y/o el hidrocarburo; .b) someter el agua a una primera caida de presion para fragmentar las gotitas suspendidas; c) opcionalmente, mezclar el agua y el gas de hidrocarburo licuado para promover la distribucion de gas de hidrocarburo licuado en el agua, y d) subsecuentemente someter el agua que tiene gotitas suspendidas a una segunda caida de presion, para agrupar las gotitas suspendidas. La invencion tambien provee un metodo para extraer contaminantes que involucran el metodo de mezclado y el aparato adecuado para llevar a cabo los metodos de la invencion.

Description

MÉTODO Y APARATO PARA LA EXTRACCIÓN DE CONTAMINANTES DEL AGUA CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere a un método mejorado para remover petróleo residual de agua producida generada de pozos petroleros. En particular, la presente invención se refiere a un método para mejorar el rendimiento de los separadores que utilizan gases licuados para mejorar dicha separación. ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN "Agua producida" es el término utilizado en la industria del petróleo para indicar el agua que es co-producida con petróleo y/o gas. Esta agua puede comprender agua en existencia natural subyacente a los depósitos de gas o petróleo (agua de formación) y también puede comprender agua que ha sido inyectada en el depósito para ayudar a forzar el petróleo o gas deseado hacia la superficie. Cuando el depósito se agota, se introducen cantidades mayores de agua y de esta forma, según se envejece la formación que lleva petróleo, la cantidad de agua producida en el petróleo se incrementa. Este incremento se ve particularmente en la parte norte del Mar del Norte, en donde los campos petrolíferos son relativamente maduros. En 2001, se generaron alrededor de 120 millones de agua producida en el sector Noruego del Mar del Norte y 260 Ref. 179042 millones de toneladas en el sector del Reino Unido. Estos números se espera que se eleven en alrededor de 20% por año. Según el agua producida es co-extraída de los depósitos con petróleo y/o gas no es sorprendente que, cuando esta agua se separa, permanezca una cantidad considerable de material orgánico residual, particularmente hidrocarburos. Algo de este material residual se dispersa como gotitas dentro del agua y el resto se mantiene en solución. Generalmente, las especies más polares, tales como aromáticos y fenoles, tienen una solubilidad acuosa mayor que los hidrocarburos saturados y de esta manera forman una proporción mayor de la materia disuelta. Algo del agua producida se inyecta de nuevo en las formaciones del subsuelo pero el volumen se deposita a través de la descarga dentro del mar. La descarga de grandes volúmenes de agua producida que contienen cantidades significativas de petróleo dispersado y/o disuelto u otros compuestos orgánicos no es solamente un desperdicio de petróleo sino también un daño ambiental potencialmente alto. Como resultado, se han introducido límites estrictos para controlar el contenido de petróleo del agua producida descargada en el mar. En 1978, una convención internacional estableció un objetivo provisional de 40 partes por millón en peso (ppm) de petróleo descargado en agua desde las instalaciones petroleras en alta mar. Esto fue, en su momento, un valor objetivo basado en que entonces fue técnicamente factible y desde entonces se ha hecho más riguroso, por lo menos en el Reino Unido para ser un valor máximo permisible con el fin de obtener las excepciones legales requeridas por la descarga de agua. Además, la industria de alta mar del Reino Unido ahora ha aceptado un objetivo voluntario de 30 ppm del petróleo en agua producida, como un promedio anual, estos números se espera que sean compulsorios alrededor del 2005. Además en 2006, la legislación del Mar del Norte (OSPAR) solicita una reducción del 15% en la descarga de petróleo en el mar. La descarga en el año 2000 se establece como referencia. Además de la remoción del petróleo dispersado de agua producida, existe una necesidad considerable de la remoción efectiva de ciertos componentes disueltos, incluyendo componentes de petróleo volátiles solubles (SVOC, que incluyen naftálenos, hidrocarburos poliaromáticos y fenoles) y particularmente ciertos derivados de benceno aromáticos conocidos como BTEX (Benceno, Tolueno, Etilbenceno y Xileno) . Estos componentes disueltos están cada vez más implicados como teniendo impactos ambientales y efectos sobre los organismos marinos, incluyendo la inducción de producción de esperma de pobre calidad y el posterior yacimiento de huevos en los peces del Mar del Norte tales como bacalao. Como se puede ver a partir de lo anterior, existe una necesidad ambiental y reguladora considerable para la remoción eficiente de material orgánico disuelto y dispersado de agua producida antes de la descarga. Un método a través del cual los componentes de petróleo de agua producida se pueden separar involucra el uso de hidrociclones. Estos fueron originalmente propuestos alrededor de 1980 y operan a través de hacer girar al fluido alrededor de la parte interna de un recipiente generalmente cilindrico o cónico para formar un "ciclón" . Este ciclón genera una fuerza centrífuga que causa que los componentes más densos migren hacia el exterior del ciclón y los componentes menos densos se concentren en la parte media. El agua salada densa por lo tanto se separa de la fracción orgánica más ligera y las dos fracciones se remueven selectivamente. Así como los hidrociclones descritos anteriormente, existen un número de otros separadores y técnicas de separación pero, en la mayoría de éstos, el principio permanece igual, el petróleo se separa del agua de la flotación de las partículas de petróleo dispersas hacia la parte "superior" de la fase acuosa en volumen. Esta "parte superior" se puede definir a través de la gravedad, en el caso de separadores de gravedad, o puede estar dentro de una columna giratoria de fluido en el caso de hidrociclones. Por casi 20 años, el diseño y eficiencia de los hidrociclones y procedimientos de tipo de flotación similares evolucionaron en una forma gradual. Ya que estos métodos hacen la separación sobre las bases de diferencias en densidad, el grado de separación está relacionado con la diferencia en la densidad y la "resistencia" causada por el movimiento de las partículas de la fase dispersada a través de la fase continua. Esta "resistencia" está relacionada con el tamaño de partícula (es decir, con la proporción del volumen y de esta forma las flotaciones hacia el área de superficie) del componente dispersado (en el caso de petróleo) . Las mejoras considerables, en el orden de 30 a 40% se lograron durante este tiempo a través de la minimización de la separación de gotitas de petróleo evitando flujos turbulentos a través de las bombas y válvulas en corriente ascendente del hidrociclón o separador similar. A pesar de las mejoras en la separación lograda a través de la minimización de la interrupción de las gotitas, el diseño tradicional de los separadores tales como hidrociclones es escasamente capaz de lograr bajos niveles de petróleo dispersado de 30-40 ppm ahora requerido. Además, debido a que los separadores se fraccionan por la densidad en la partícula, existe una separación mínima de los componentes orgánicos disueltos a partir del agua producida. En los hidrociclones y en todos los métodos de separación similares se ha considerado esencial que el tamaño de partícula del petróleo sea mantenido tan grande como sea posible para maximizar la velocidad y eficiencia del efecto de flotación. Todos los esfuerzos de esta forma son hechos para eliminar los flujos turbulentos y colocar el separador en corriente ascendente del equipo que podría inducir a la ruptura de las gotitas. Se propuso un avance considerable en la tecnología de separadores, que ha resuelto algunas de las limitaciones de los separadores e hidrociclones de tipo de flotación tradicionales, en la patente de Estados Unidos No. 6077433 (la descripción de la cual se incorpora aquí por referencia) . En el método descrito, un gas de hidrocarburo licuado se introduce en la corriente de agua producida antes de la separación, lo cual se debe entonces llevar a cabo bajo condiciones de presión y temperatura que mantienen este extractante de hidrocarburo en la región de fase líquida. Las ventajas de este método son varias. En primer lugar, el gas licuado actúa como un solvente para el material orgánico disuelto, que divide la fase acuosa y después es removida con el gas licuado en la etapa de separación. En segundo lugar, las gotitas dispersas del gas licuado se combinan con las gotitas de petróleo para proveer gotas más grandes y de esta forma de separación más rápida. Adicionalmente, el gas licuado generalmente tiene una densidad más baja que los materiales orgánicos disueltos y/o dispersados y de esta forma las gotas que contiene gas licuado se separan más rápidamente en el separador debido a un diferencial de densidad mejorado. A pesar de los avances considerables hechos en la tecnología de separación relacionada con la remoción de compuestos orgánicos de agua producida, aún existe una necesidad de una mejora adicional. En particular, un volumen aún más grande agua producida que se está generando y los estándares para la pureza de agua descargada cada vez son más estrictos. El espacio, costo, peso e impacto ambiental (en términos de energía consumida) de agregar más y más separadores tradicionales, actúa en paralelo para mejorar el rendimiento y/o actuación en serie para mejorar la separación, cada vez será más prohibitivo en el contexto de instalaciones de producción petroleras en alta mar. De esta forma existe una necesidad evidente de métodos a través de los cuales se pueda mejorar la eficiencia de los separadores de petróleo/agua, ambos en términos de remoción del petróleo dispersado y en términos de extracción de los componentes orgánicos disueltos. Sería particularmente ventajoso si dichas mejoran pudieran implementarse a través de alteraciones menores a las técnicas existentes sin agregar una complejidad, costo o peso significativo a los sistemas de separación. El presente inventor ahora ha, inesperadamente, establecido que, en forma contraria a la práctica establecida, la eficiencia de ciertos sistemas de separación se puede mejorar a través de la fragmentación de las gotitas de petróleo suspendidas en lugar de, como se práctica actualmente, mantener escrupulosamente su tamaño más grande. En particular, el presente inventor ha establecido que, a través del uso de dos obturadores en rápida sucesión, las gotitas de material orgánico en el agua producida se pueden fragmentar y subsiguientemente reagruparse para proveer una separación mejorada. BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN En un primer aspecto, la presente invención de esta forma provee un procedimiento para mezclar el extractante de gas de hidrocarburo licuado con agua conteniendo hidrocarburo, dicho método comprende: a) introducir dicho extractante de gas de hidrocarburo licuado en dicha agua; b) someter dicha agua a una primera caída de presión mientas se fragmentan las gotitas de hidrocarburo en suspensión, por ejemplo, a través del flujo de dicha agua a través de un primer obturador, mientras se provee una primera caída de presión se separan dichas gotitas; c) opcionalmente, mezclar dicha agua y dicho gas de hidrocarburo licuado mientras se promueve la distribución de dicho gas de hidrocarburo licuado en dicha agua; y d) subsiguientemente someter dicha agua a una segunda caída de presión mientras se agrupan las gotitas de hidrocarburo suspendidas, por ejemplo, a través del flujo de dicha agua a través de un segundo obturador, por lo tanto proveyendo una segunda caída de presión mientras se agrupan dichas gotitas. Las gotitas suspendidas referidas aquí pueden ser, por ejemplo, gotitas que comprenden material orgánico contaminante, gotitas que comprenden extractante de gas de hidrocarburo licuado, y/o gotitas mezcladas que resultan de la fusión de al menos una gotícula de extractante de gas de hidrocarburo licuado con al menos una gotícula de material orgánico contaminante y de esta forma comprendiendo ambos materiales . Ya que es especialmente preferido que el extractante se disperse en forma de gotícula en el agua antes de la primera caída de presión, en modalidades alternativas, el extractante se puede introducir durante la primera caída de presión o entre la primera y segunda caídas de presión. En una modalidad particularmente preferida, se puede introducir extractante adicional entre la segunda caída de presión y la tercera caída de presión también funcionando para promover la agrupación de las gotitas de hidrocarburo en el agua, por ejemplo, utilizando un tercer obturador. La cuarta caída de presión y las caídas de presión adicionales que promueven la agrupación se pueden utilizar si se desea, según las introducciones de extractantes adicionales . El método del primer aspecto de la presente invención es altamente adecuado para aplicaciones tales como la remoción de contaminantes de hidrocarburo dispersados y/o disueltos en el agua, particularmente agua producida. En el método de la invención, el paso a) se puede conducir antes de, simultáneamente con y/o después de paso b) . Es decir, el extractante de gas de hidrocarburo licuado se puede introducir en el punto de la primera caída de presión, en cuyo caso los medios para impartir la primera caída de presión (por ejemplo, el primer obturador) también será un dispositivo inyector para el extractante, o se puede introducir antes (en corriente ascendente de) del primer obturador y/o después (de corriente descendente) del primer obturador. La introducción de al menos parte de la corriente ascendente del extractante de la primera caída de presión es preferida. En donde se introduce por lo menos una porción del extractante después de la primera caída de presión (por ejemplo, después del primer obturador) esto estará suficientemente cerca de un máximo de unos cuantos segundos (por ejemplo, menos de 10 segundos, preferiblemente menos de 3 segundos y más preferiblemente menos de 1 segundo) que transcurrirán en promedio entre una gotícula de contaminante dispersado que pasa el primer obturador y la gotícula, o cualesquiera gotitas separadas resultantes, que pasan el punto de introducción del extractante. Esto se cree que es particularmente significativo debido a los efectos de la ruptura de gotitas explicado aquí infra . El método de la invención preferiblemente también involucra separar gotitas de hidrocarburo suspendidas de la fase de agua utilizando un separador. El separador preferiblemente será un separador que opera a través de la diferencia en la densidad. Los separadores preferidos son separadores de flotación y particularmente separadores de hidrociclón. En un aspecto, la invención de esta forma provee un método para la extracción de contaminantes dispersados y/o disueltos, especialmente contaminantes orgánicos tales como hidrocarburos de agua que contiene contaminantes, en donde el método comprende el método de mezclado de la invención, preferiblemente seguido por al menos un paso de separación como se describió. Cuando el método de la invención involucra la fragmentación del extractante, el efecto de esta fragmentación es proveer un área de superficie muy alta en la cual toma lugar la transferencia/división de los contaminantes orgánicos disueltos a partir de la fase acuosa al extractante. De esta forma, durante el periodo entre la caída de presión inducida por fragmentación y la caída de presión que promueve el agrupamiento, el contaminante disuelto es expuesto a una gran área de superficie del extractante en la forma de gotitas divididas, mientras algo o todo el contaminante disuelto se extrae del agua. El manejo y separación anterior del extractante después se promueve a través de la agrupación de las gotitas separadas en gotitas más grandes. La naturaleza de las gotitas separadas también puede ayudar a la extracción del material disuelto, como se describe aquí infra . Será evidente para un experto en la técnica que en la mayor parte de las situaciones, el agua contaminada (agua particularmente producida) contendrá tanto contaminantes orgánicos dispersos como disueltos. En el método de la invención, la acción de introducir el extractante en un flujo de agua por lo general será suficiente para distribuir el extractante en el agua y no será necesaria una mezcla adicional. Similarmente, cuando el extractante se introduce antes o simultáneamente con la primera caída de presión, el efecto de esta primera caída de presión puede ser suficiente para proveer un estado eficiente de las gotitas del extractante en el agua. Cuando es necesario un mezclado adicional, particularmente por ejemplo, en una tubería más grande o cuando se anticipan velocidades de flujo más bajas, se incluirá preferiblemente un paso de mezclado. Esto se llevará a cabo preferiblemente después de la introducción del extractante y/o después de la primera caída de presión, preferiblemente antes de la segunda caída de presión. En el método de la invención es importante asegurar que la primera y segunda caídas de presión efectivamente logren sus respectivas tareas de dividir y reunir las gotitas de la fase orgánica suspendida (extractante y/o contaminante) . Estos efectos se pueden lograr a través de la selección apropiada de la magnitud de las caídas de presión (por ejemplo, a través del primero y segundo obturadores) y el intervalo (por ejemplo, separación) entre ellos. El método de esta forma adicionalmente puede comprender los siguientes pasos : i) evaluar una primera velocidad de flujo de agua a alrededor el punto de la primera caída de presión; ii) ajustar la primera caída de presión (por ejemplo, ajusfando el primer obturador) a través de la referencia a la primera velocidad de flujo de agua evaluada, por lo tanto para mantener el efecto de la ruptura de las gotitas de extractante y/o contaminante dispersado en la primera caída de presión; iii) evaluar una segunda velocidad de flujo del agua a alrededor del punto de la segunda caída de presión; iv) ajustar la segunda caída de presión (por ejemplo, ajustando el segundo obturador) mediante la referencia a la segunda velocidad de flujo del agua evaluada, mientras se mantiene el efecto de agrupación de las gotitas de extractante y/o contaminante dispersado en la segunda caída de presión; La evaluación del flujo del agua en los pasos i) y iii) puede ser a través de cualquier medio adecuado que incluye la medición del flujo directo, la medición de la magnitud de la caída de presión apropiada (por ejemplo, a través del obturador apropiado) . Similarmente, puede ser posible utilizar obturadores de tipo "auto-ajustable" que completa o suficientemente compensarán los cambios en la velocidad de flujo/caída de presión de tal forma que no es necesaria la intervención adicional para mantener las caídas de presión dentro de la escala deseada. En un aspecto adicional, la presente invención provee un aparato que comprende un conducto (por ejemplo, una tubería) adecuada para aceptar el flujo del agua, opcionalmente conteniendo gotitas dispersadas de contaminantes orgánicos, el aparato además comprende: a) un inyector adecuado para introducir un extractante de gas de hidrocarburo licuado dentro de dicho flujo de agua en la forma de gotitas dispersadas de extractante; b) un primer obturador capaz de proveer una primera caída de presión; c) opcionalmente un mezclador; d) un segundo obturador capaz de proveer una segunda caída de presión. en donde la primera y segunda caídas de presión son provistas de tal forma que en uso las gotitas de extractante y/o contaminante se dividen como un resultado de pasar a través de la primera caída de presión y reúnen como resultado de pasar a través de la segunda caída de presión. En aún otro aspecto, la presente invención provee un aparato adecuado para separar contaminantes orgánicos disueltos y/o dispersos de agua, dicho aparato comprende un conducto (por ejemplo, una tubería) adecuada para aceptar un flujo de agua, y además comprende: a) un inyector adecuado para introducir un extractante de gas hidrocarburo licuado dentro de dicho flujo de agua en la forma de gotitas de extractante dispersadas; b) un primer obturador capaz de proveer una primera caída de presión; c) opcionalmente un mezclador; d) un segundo obturador capaz de proveer una segunda caída de presión; e) un separador adecuado para separar dicho gas de hidrocarburo licuado de dicha agua, en donde dicha primera y segunda caídas de presión son provistas de tal forma que en uso las gotitas del extractante y/o contaminante se dividen como resultado de pasar a través de la primera caída de presión y se reúnen como resultado de pasar a través de la segunda caída de presión. Los varios aparatos de la invención pueden adicionalmente comprender: i) un dispositivo capaz de reaccionar a una primera velocidad de flujo del agua a través del primer obturador; ii) un dispositivo capaz de ajustar el primer obturador a través de la referencia a la reacción provista en el paso i) ; iii) un dispositivo capaz de reaccionar a una segunda velocidad del flujo del agua a través del segundo obturador; iv) un dispositivo capaz de ajustar el segundo obturador a través de la referencia a la reacción provista en el paso iii) . en donde en uso la primera y segunda caídas de presión se mantienen de tal forma que las gotitas del extractante y/o contaminante se dividen como un resultado de pasar a través de la primera caída de presión y se reúnen como resultado de pasar a través de la segunda caída de presión a través de un amplio intervalo de velocidades de flujo. En aún otro aspecto adicional, la presente invención provee el uso de un aparato como se describe aquí en la separación de material orgánico disuelto y/o disperso de agua, especialmente agua producida. BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS Ahora la invención se describirá con mayor detalle en la siguiente descripción general, y ejemplos no limitantes y por la referencia a las figuras anexas, en donde: La Figura ÍA muestra un obturador esquemático adecuado para uso en la invención; La Figura IB muestra un obturador adicional y un inyector adecuado para uso en la invención; La Figura 2 muestra un obturador adecuado para uso en la invención; La Figura 3A muestra un ejemplo esquemático de un sistema de obturador doble; La Figura 3B muestra un sistema de obturador doble adicional; La Figura 4 muestra el efecto de un punto crítico de enriquecimiento y dilución de gas a partir del separador de sistema de una instalación de producción petrolera; La Figura 5 muestra un diagrama esquemático de una planta productora de petróleo que incorpora el método y aparato de la invención; La Figura 6 muestra una configuración del aparato para una modalidad preferida de la invención; La Figura 7 muestra la configuración del aparato de la invención utilizado en la prueba en los ejemplos siguientes; La Figura 8 muestra el efecto del petróleo descargado a través del ajuste de dos caídas de presión en el método de la invención; La Figura 9 muestra la eficacia del método de la invención a velocidades de flujo variables utilizando el aparato de la Figura 7 ; La Figura 10 muestra el efecto de incorporar una unidad de mejoramiento de coalescencia opcional a una velocidad de flujo baja; La Figura 11 muestra los resultados de la separación a través del método de la invención que incorpora la unidad de mejoramiento de coalescencia opcional.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Los procedimientos y aparatos de la presente invención utilizan por lo menos dos caídas de presión, las cuales son típicamente provistas por "obturadores". El término "obturador" como se utiliza aquí, indica, en su forma más amplia, cualquier dispositivo capaz de generar una caída de presión en el agua fluyente. Preferiblemente, los obturadores que proveen las caídas de presión de la presente invención serán ajustables, en que la caída de presión que proveen se puede alterar a alguna extensión en la delegación y/o durante la operación del método o aparato. Estos obturadores preferiblemente no serán simplemente las válvulas típicas y/o cambios de tamaño de tuberías que podrían introducir una caída de presión bajo operaciones normales. En particular, aunque individualmente los obturadores pueden ser de diseño conocido, la proximidad de la segunda caída de presión a la primera es de significancia considerable para la invención, como se indica aquí. Ciertas formas de obturadores que podrían utilizarse se describen aquí e incluyen obturadores e inyectores combinados y obturadores que tienen una o más restricciones de tamaño variable, en la trayectoria del flujo del agua. Sin embargo, muchas otras formas de obturadores son, por ejemplo, utilizables en la presente invención y dos obturadores ajustables no de inyector, "sencillos" en cercana proximidad (como se describe aquí) forman la modalidad preferida de la invención. La presente invención se basa en el sorprendente hallazgo del inventor de que una serie de por lo menos dos obturadores se puede utilizar para secuencialmente dividir gotitas de material orgánico suspendido en una fase acuosa en flujo y después reunir las gotitas divididas de esta forma generadas para así formar gotitas más grandes que son más fácilmente separables a través de técnicas de densidad diferencial tal como en un hidrociclón. Sin limitarse a la teoría, se cree que la tensión de esfuerzo cortante creada por la primera caída de presión en el primer obturador sirve para fragmentar y dividir las gotitas de material orgánico que están suspendidas en la fase acuosa. Esta ruptura sirve para exponer un área de superficie mucho mayor de la fase suspendida para equilibrar la interfaz acuosa y de esta forma promover la división del material en la fase orgánica. Además, la ruptura de las gotitas sirve para interrumpir cualquier capa de la superficie de los agentes tensioactivos de establecimiento, las partículas microscópicas y/o caparazones ordenados de moléculas de agua que previamente sirve para minimizar la energía de la interfaz orgánica/agua y de esta forma estabilizar las gotitas orgánicas. Es la teoría no enlazada del inventor que dicha interrupción convierta los fragmentos de gotícula generados (referidos como gotitas "divididas" en la presente) , susceptibles para una rápida transferencia de masas, y particularmente para eficientemente agrupar, durante un corto tiempo (que se cree que está en el orden de segundos) después de que se generan las gotitas divididas. Esta agrupación se puede iniciar a través de la caída de presión adicional a través del segundo obturador que, debido a la naturaleza de las gotitas divididas, sirve para no causar ninguna ruptura neta adicional de las gotitas, pero, en forma global, causar la coalescencia. La coalescencia generada por lo métodos de la invención es ventajosa en un número de formas. Primero, las gotitas divididas de contaminantes de petróleo y/o otros contaminantes orgánicos suspendidos en agua pueden ser causadas para fusionarse con gotas suspendidas o divididas de un fluido extractante tal como un gas de hidrocarburo licuado. Esta fusión puede causar que las gotitas finales sean más grandes en general (tener un volumen mayor) que las gotitas originales y de esta forma, la separación de velocidad. Aún cuando las gotitas finales son del mismo tamaño o más pequeñas en comparación con aquellas en la corriente de alimentación, sin embargo, el hecho de que muchas de gotitas divididas se fusionen con extractantes de baja densidad reducirán la densidad de las gotitas fusionadas resultantes y de esta forma, en general, aceleran su separación de la fase acuosa debido a la mayor diferencia en la densidad. Una segunda ventaja de la técnica de ruptura y coalescencia es la extracción de orgánicos disueltos de la fase acuosa. En particular, si el extractante se somete a la ruptura de gotitas, la falta de obstáculos en la superficie de la gotícula dividida, especialmente, cuando se combina con una superficie de área de gotícula más grande, incrementará la velocidad de transferencia en la fase orgánica. Los contaminantes orgánicos más disueltos tendrán solamente una baja solubilidad en agua y una considerablemente alta solubilidad en el extractante. En equilibrio, por consiguiente, la mayor parte del material orgánico disuelto estará presente en la fase de extracción en lugar de la fase acuosa. La formación de gotitas divididas de extractante de esta se cree que acelera el establecimiento de este equilibrio y así mejorar la remoción del material disuelto. El uso de dos o más caídas de presión consecutivas para respectivamente dividir y después reunir gotitas de material orgánico suspendido es central para la presente invención. La facilidad de la segunda caída de presión para causar la coalescencia neta se cree que es una característica de la naturaleza de las gotitas divididas y la posición relativa de dos obturadores que proveen las dos caídas de presión de forma estarán, alguna extensión, restringidas por la estabilidad de estas gotitas divididas. Si se permite un periodo demasiado grande entre la primera y segunda caídas de presión entonces las gotitas divididas tenderán a estabilizarse a través de la incorporación a la superficie de agentes tensioactivos de rastreo (tales como agentes tensioactivos de existencia natural en agua producida) a partir de líquido en volumen, la adición de partículas microscópicas a la superficie y/o formación de gotitas de corazas ordenadas de baja energía de agua alrededor de las gotitas. Todos estos factores tenderán a limitar la coalescencia y favorecer la ruptura adicional de gotitas. En contraste, si se permite un periodo demasiado pequeño entre la primera y segunda caídas de presión entonces lo efectos ventajosos de las gotitas divididas que tienen un área de superficie más grande no será óptimamente explotada y el extractante estará menos mezclado con gotitas de contaminante. En cada situación habrá de esta forma una colocación óptima de dos caídas de presión para proveer una extracción máxima de contaminantes . La colocación óptima de las dos caídas de presión se establecerá fácilmente por el técnico experimentado por referencia a las enseñanzas de los ejemplos en la presente. En particular, el tamaño de las gotitas antes de la primera caída de presión, entre las dos caídas de presión y después de la segunda caída de presión será fácilmente medida a través de las técnicas tales como distribución de luz láser, o software de análisis de imagen digital (ver ejemplos siguientes) . En cualquier situación en donde las gotitas están siendo provistas con una disminución neta en tamaño en la primera caída de presión y un aumento neto en tamaño en la segunda caída de presión entonces el sistema funciona en la forma de la presente invención. No es necesario que el tamaño final sea más grande que el tamaño antes del primer obturador ya que existen otras ventajas considerables para contra actuar contra la disminución de tamaño de gotícula general. En todas las descripciones de la invención hechas aquí, las referencias a "tamaño", de las gotitas indican el diámetro de una gotícula a lo largo de su eje más largo, o un promedio (especialmente un promedio en volumen) de dichos tamaños cuando es apropiado. Si las gotitas no están siendo provistas con una disminución neta en tamaño en la primera caída de presión después la caída de presión es demasiada baja y deberá incrementarse. Esto se puede llevar a cabo fácilmente en por lo menos dos formas; ajustar el primer obturador o incrementar la velocidad de flujo a través de éste. Cualquiera de las dos medidas puede proveer una caída de presión más grande. Similarmente, si el tamaño de las gotitas divididas es tan pequeño, que aún después de la segunda caída de presión, las gotitas resultantes no pueden efectivamente separarse, entonces la caída de presión es demasiada alta, y deberá reducirse. Si las gotitas no están siendo provistas con un incremento neto en el tamaño en la segunda caída de presión entonces esto también puede ser fácilmente corregido. Existen dos causas probables de este efecto; ya sea que la caída de presión está fuera de la escala deseada o el periodo entre la primera y segunda caídas de presión es demasiado grande. Cada uno de estos factores puede corregirse por un experto en la técnica. La caída de presión se puede ajustar por medio del ajuste del segundo obturador y/o cambiando la velocidad de flujo. Similarmente, el periodo entre los obturadores se puede alterar cambiando su separación relativa en el flujo a través del cambio de la velocidad de flujo. Para cualquier sistema existente o deseado, la presente invención puede de esta forma hacerse para funcionar con una o más pruebas de rutina y ajuste. Generalmente será deseable para la presente invención ser practicable a través de una escala de velocidades de flujo. Como resultado, se prefiere que uno o ambos (preferiblemente ambos) del primero y segundo obturadores sean ajustables para corregir las condiciones de flujo en cualquier punto en el tiempo. Más deseablemente, será provisto un sistema de auto-ajuste para mantener una caída de presión dentro del intervalo deseado de todas velocidades de flujo esperadas. También será deseable para el efecto de coalescencia en la segunda caída de presión ser provista sobre una escala de velocidades de flujo. Los dos obturadores deberán de esta forma, colocarse a un flujo en posiciones relativas de tal forma que en la velocidad de flujo esperada más baja, el periodo que la gotícula de fluido utiliza entre pasar de la primera a segunda caídas de presión deberá estar cerca al máximo que proveerá la coalescencia efectiva. En esta forma, a cualquier velocidad de flujo deseada, se logrará la coalescencia y se proveerá el periodo posible más grande para el mezclado . Obviamente, a través de la introducción de dispositivos adecuados, tales como válvulas que intercambian en diferentes longitudes y/o diámetros de tubería entre los dos obturadores, el tiempo de residencia entre los dos obturadores a diferentes velocidades de flujo puede ser independientemente alterado para así proveer condiciones controladas más óptimamente para cualquier velocidad de flujo particular. Esto permitirá, por ejemplo, que una tubería más larga sea conmutada en velocidad de flujo más alta para así proveer la coalescencia bajo todas las condiciones de flujo sin reducir el mezclado a flujos más altos. Estas y otras opciones pueden ser manual o automáticamente ajustadas y serán evidentes para un experto en la técnica. Es deseable que los efectos de la invención se logren a través de un considerable intervalo de velocidades de flujo. Los métodos y aparatos de la invención deberán deseablemente de esta forma proveer la ruptura de gotícula sobre la primera caída de presión y la coalescencia de las gotitas sobre la segunda caída de presión a través de una amplia escala de velocidades de flujo. Estas pueden estar en la escala de 30 a 40 m3/hr a través de una tubería de diámetro de 7.5 cm, preferiblemente la invención funcionará sobre el rendimiento total de 20 a 50 m3/hr y más preferiblemente un rendimiento en la escala de 10 a 60 m3/hr a través de una tubería con un diámetro de 7.5 cm. Evidentemente, los efectos en tuberías con diámetros más grandes puede estimarse a través de la referencia al área transversal del conducto y de esta forma estos intervalos igualan una velocidad lineal promedio de alrededor de 0.48 a 0.64, preferiblemente 0.32 a 0.80 y más preferiblemente 0.16 a 0.96 m/s. Esta función a través de una amplia escala de flujo solamente es posible a través del entendimiento del presente inventor de las ventajas de la presente invención relacionadas con el control de tamaño de gotícula sobre caídas de presión apropiadas en al menos dos etapas. A través del conocimiento de la velocidad lineal promedio del agua entre los dos obturadores es posible estimar el tiempo en que cualquier gotícula particular tomará para pasar de la primera caída de presión a la segunda caída de presión. Como se explicó anteriormente, este tiempo se deberá seleccionar de tal forma que el efecto neto de la segunda caída de presión sea reunir las gotitas divididas provistas por la primera, y de esta forma dar como resultado un incremento neto en el tamaño de partícula promedio. Este tiempo y de esta forma, la separación deseada de los obturadores será fácilmente determinada a través de un experto en la técnica y dependerá de factores tales como el tipo y concentración de contaminante y extractante. Como una guía general, la separación de los obturadores deberá ser tal que el tiempo promedio transcurrido de flujo es de menos de 20 segundos, preferiblemente menos de 15 segundos y más preferiblemente menos de 10 segundos. Cuando se espera un intervalo de velocidades de flujo, el obturador deberá ser configurado para proveer un intervalo adecuado a todas las velocidades de flujo esperadas. No es necesario ningún tiempo mínimo entre los obturadores para el funcionamiento de la invención pero en algunos casos puede ser deseable un cierto tiempo para el mezclado. De esta forma se espera que la separación provea un tiempo entre los obturadores de no menos de 0.5 segundos, preferiblemente no menos de 1 segundo. Un factor clave en la presente invención será el establecimiento de una caída de presión apropiada a través de cada uno del primero y segundo obturador, preferiblemente a un intervalo de velocidades de flujo. La caída de presión de la primera etapa será suficiente para proveer un rompimiento neto de las gotitas de materiales orgánico dispersado. Esto variará dependiendo de la velocidad de flujo, y de la cantidad y naturaleza del material orgánico dispersado. Como se describió anteriormente, la caída de presión deseada se establecerá funcionalmente para cualquier grupo de condiciones a través de la experimentación simple. Como una guía para establecer las condiciones óptimas, las caídas de presión adecuadas típicamente estarán en la escala de 0.1 a 10 barias, por ejemplo 0.2 a 5 barias o 0.25 a 5 barias, preferiblemente 0.3 a 4 barias y más preferiblemente 0.5 a 3 barias. Aunque las caídas de presión más altas funcionan para dividir las gotitas, estas se pueden dividir en fragmentos pequeños que aún después de la coalescencia no se pueden separar efectivamente. Otra vez, una pequeña rutina de medición de la distribución de tamaño de partícula y eficiencia de separación bastará para determinar las condiciones ideales. Como se indicó anteriormente, la segunda caída de presión será establecida funcionalmente como una caída de presión en la escala de aquellas que proveen la coalescencia neta de las gotitas de material orgánico suspendido bajo las condiciones deseadas. Como una indicación general, la segunda caída de presión típicamente no será de más de 1.8 veces mayor que la primera caída de presión. Esta preferiblemente será de no más de 1.5 veces y más preferiblemente no más de 1.25 veces que la primera caída de presión. Si la segunda caída de presión es demasiado alta entonces tenderá a dar como resultado una división de gotitas mayor que la coalescencia. El mínimo para la segunda caída de presión generalmente no será menor de 0.1 veces (especialmente 0.2 o 0.5 veces) que la primera caída de presión, preferiblemente no menor de 0.6 veces, y más preferiblemente no menor de 0.75 veces de la primera caída de presión. La presente invención se refiere al mezclado de una extractante de hidrocarburo licuado con agua y la subsecuente separación de la fase acuosa del material orgánico. Como se utiliza aquí, el término "agua" se utiliza para indicar no solamente agua pura sino particularmente agua contaminada, tal como agua producida, y (en donde el contexto lo permita) cualguier material dispersado y/o disuelto incluyendo gases, sales, y materiales orgánicos. De esta forma, cuando se describe "agua" como fluyendo hacia o a través de alguna característica del procedimiento o aparato de la invención, esto indica también el flujo concomitante de materiales suspendidos disueltos y/o dispersos ahí. Esto es opuesto al término "fase acuosa" o "fase de agua" que indica solamente la fase de agua continua y materiales disueltos ahí, en lugar de cualquier material orgánico disperso. Los términos "gas de hidrocarburo licuado", "extractante de gas de hidrocarburo licuado", "extractante" y similar se utiliza aquí para indicar ampliamente un gas de hidrocarburo o mezcla de gas con un punto de burbujeo tal que el extractante esté en la fase líquida bajo la presión de condiciones de temperatura del procedimiento de separación. Las mezclas de gas adecuadas están típicamente disponibles como una de las corrientes producidas de una instalación de producción petrolera, típicamente habiendo sido despojada de la fracción de petróleo en uno de los varios separadores de tres fases utilizados en la etapa temprana de purificación. Existen por lo general "etapas" de estos separadores utilizados consecutivamente para remover las fracciones con un punto de ebullición en disminución. Los gases altamente adecuados generalmente serán gases o mezclas de gases que tienen un punto crítico alrededor de las condiciones de procesamiento y separación. Los gases más adecuados generalmente serán gases o mezclas de gases que tienen un punto de burbujeo por debajo de las condiciones de procesamiento y separación de presiones en temperatura. Esto significa que si se utiliza una mezcla de gas separada del petróleo producido entonces puede necesitar ser "enriquecido" (es decir, despojado de algo o todo el contenido de metano) con el fin de hacer coincidir las propiedades de la fase con la temperatura y presión en trabajo. El extractante sustancialmente debería permanecer líquido a lo largo del mezclado y cualquier procedimiento de separación para el efecto óptimo. Generalmente, el punto de corriente descendente más lejano en el método o aparato de la presente invención será u operará a una presión más baja. En las modalidades adecuadas, se seleccionará el extractante de esta forma para estar en la fase líquida en el punto de desbordamiento del separador (por ejemplo, hidrociclón) . Este criterio será fácilmente probado por cualquier gas propuesto o mezcla de gas a través de mediciones y experimentación de rutina. Cuando cualquier cantidad sustancial de extractante forma burbujas de gas en el procedimiento, entonces esto generalmente dificultará los métodos de la invención, pero se puede tolerar una cierta cantidad de generación de gas. El extractante de esta forma generalmente será de no más de 10% de la fase de gas en el punto de presión más bajo en el procedimiento o aparato. Este preferiblemente no será de más de 8% y más preferiblemente no más de 7%. - La temperatura de trabajo del sistema de separación típicamente será de 60-110sC y de 30 a 100 barias de presión. Los extractantes adecuados de esta forma son principalmente mezclas de hidrocarburo que son líquidas bajo las condiciones del procedimiento, tales como éstos. Los extractantes de gas líquido adecuados incluyen "Gas Natural Licuado" (NGL, por sus siglas en inglés) , que generalmente comprenden hidrocarburos volátiles con dos o más átomos de carbono. Los gases de hidrocarburo esencialmente contienen una gran parte de hidrocarburos de C2 a C5 son particularmente adecuados . Estos pueden contener, por ejemplo, por lo menos 50% de hidrocarburos de C2 a C5, preferiblemente 65% y más preferiblemente 75% de hidrocarburos de C2 a C5. Es preferible que estas proporciones se apliquen a hidrocarburos de C3 a C5. Algo de metano puede estar presente en el extractante, como lo pueden estar algunos hidrocarburos más pesados. La utilidad de un extractante potencial será evidente por la comparación con las condiciones del procedimiento deseadas con el diagrama de fase de la mezcla. Se anexa una gráfica que muestra el efecto de la concentración de metano en el punto crítico de un gas generado de una "segunda etapa" del separador de tres fases como en la Figura 4. Ya que la fase líquida solamente se puede lograr hasta la temperatura y presión en el punto crítico, es evidente que si son requeridas temperaturas y presiones más altas, la proporción del metano debe ser reducida. La cantidad de extractante que se va a utilizar en cualquier etapa dependerá de la cantidad de petróleo en el agua contaminada pero generalmente será tan baja como sea posible mientras se mantiene la separación efectiva.

Típicamente, con niveles de contaminación de petróleo de hasta 1000 ppm, una proporción del volumen de extractante a agua de hasta aproximadamente 1.5% será adecuada. A niveles de contaminante más bajos, esto se puede reducir a tan poco como 0.1% en volumen (para una contaminación de entrada de aproximadamente de 30 ppm por ejemplo) . Un intervalo típico podría de esta forma ser de 0.1 a 2% peso en volumen de agua, preferiblemente 0.2 a 1.5%, pero estos pueden ser más altos para agua altamente contaminada, la mejor proporción siendo fácilmente determinable a través de las pruebas. Los detalles adicionales de gases adecuados y mezclas de gas se pueden encontrar en WO 98/37941. La descripción de esta y todas las citas referidas aquí se incorporan por referencia. En muchas de las modalidades de la presente invención, se puede incluir un paso de mezclado opcional. Este generalmente se designa como el ' paso c) . El paso de mezclado puede incluirse en cualquier situación pero se hace más necesario con equipo transversal mayor. El paso c) de esta forma generalmente se incluirá en donde la sección transversal de la tubería u otro conducto que lleva el agua es mayor de aproximadamente 1200 cm2 (equivalente a aproximadamente una tubería de diámetro de 40 cm) . El mezclador que preferiblemente se incluirá en donde la sección transversal es mayor de 700 cm2 (tubería de 30 cm) y más preferiblemente también en donde la sección transversal es mayor de 175 cm2 (tubería de 15 cm) . Dicho paso de mezclado puede ser provisto a través de cualquier mezclador conocido en la técnica pero generalmente será provisto a través de un dispositivo de mezclado estático ya que éste no provee partes en movimiento que requieren servicio o mantenimiento. Puede ser deseable incluir algunos o más efectos de mezclado a velocidades de flujo más bajas en donde se provee menos turbulencia en el primer obturador, o en donde el primer obturador opera cercano al extremo inferior de este intervalo de caídas de presión deseables. El mezclador puede de esta forma ser tal que la presencia o cantidad de mezclado se puede controlar para así lograr las condiciones de mezclado más deseables en cualquier situación particular. Esto será evidente después de la experimentación de rutina. Muchos aspectos de la presente invención pueden opcionalmente incluir pasos o partes correspondientes (i) a (iv) como se indicó anteriormente. En algunas situaciones, estos pasos será inherentes en el diseño e instalación del procedimiento o aparato mientras en otras situaciones, será deseable el monitoreo activo y/o dinámico y/o ajuste para proveer condiciones de separación óptimas . En donde se va a practicar cualquier aspecto de la invención en situaciones en donde la velocidad de flujo del agua variará solamente a una pequeña extensión entonces los pasos (i) y (iii) se pueden llevar a cabo en la etapa de diseño e instalación y/o después de la autorización del procedimiento/aparato. En esta situación, los ajustes en el paso (ii) y (iv) puede ocurrir por la selección y uso del obturador fijo para cualquiera o ambos del primero y segundo obturadores. En tal caso, el obturador fijo tendrá una caída de presión apropiada sobre la escala de velocidad de flujo operacional según determinado por la etapa de diseño u autorización. Similarmente, en donde la velocidad de flujo variará significativamente durante los periodos apropiados, la evaluación y los ajustes de los pasos (i) a (iv) se pueden llevar a cabo como parte del mantenimiento de rutina sobre bases anuales, mensuales o semanales, utilizando obturadores que son apropiadamente ajustables a través de la escala del tiempo. En contraste, en donde se va a utilizar el procedimiento de la invención en una situación de velocidad de flujo variable continua durante una amplia escala, será apropiado un sistema de medición y ajuste en tiempo real o casi tiempo real correspondiente a los pasos (i) a (iv) . Dicho ajuste en tiempo real será provisto a través de un sistema puramente mecánico, tal como uno en el cual la diferencia en presión a través del obturador automáticamente ajusta el flujo del agua a través de la misma utilizando un mecanismo de retroalimentación mecánico o electro-mecánico pre-ajustado . Alternativamente, se pueden conectar un sistema de sensores y activadores completo a una interfaz de computadora para así proveer el monitoreo y ajustes al rendimiento del sistema completo, ya sea enteramente bajo software o con intervención humana apropiada en cualquier etapa. Evidentemente, en estas y en muchas otras formas, la efectividad del procedimiento de la invención se puede mantener a través de un amplio intervalo de velocidades de flujo . En un aspecto adicional del método y aparato de la invención, se puede proveer la coalescencia adicional de gotitas de hidrocarburo y/o extractante contaminante después de la segunda caída de presión. Dicha afección puede ser provista por una unidad de mejoramiento de coalescencia y es particularmente efectiva a bajas velocidades de flujo. Los mejoradores de coalescencia pueden comprender, por ejemplo, fibras de baja densidad, algunas veces referidas como "cualidades intrínsecas de coalescencia" que se mantienen en el flujo y actúan para incrementar el tamaño de gotícula. En este aspecto, la invención de esta forma provee un método que comprende la exposición del flujo del agua con gotitas suspendidas de contaminante y/o extractante a una unidad de coalescencia después de la segunda caída de presión y antes de cualquier separación. Un aparato correspondiente comprende por lo menos una unidad de coalescencia entre el segundo obturador y cualquier separador. La unidad de coalescencia deberá preferiblemente comprender una pluralidad de fibras mantenidas en el flujo del agua. Una unidad de coalescencia particularmente adecuada es la unidad de coalescencia Cyclotech PECT-F. La función de la invención puede adicionalmente mejorarse a través del uso de por lo menos un interruptor de emulsión. Este puede agregarse al flujo del agua en cualquier etapa, particularmente después de la primera caída de presión, a o después de la segunda caída de presión y/o después de cualquier paso de separación. Los interruptores de emulsión adecuados son comunes en la técnica y pueden reagrupar las gotitas separadas, especialmente después de la primera caída de presión. Un aparato correspondiente que tiene un inyector adecuado para inyectar un agente de interrupción de emulsión es provisto. Esta unidad está preferiblemente colocada en corriente ascendente de la segunda caída de presión, en la segunda caída de presión en corriente descendente de la segunda caída de presión en corriente ascendente del separador. Los aspectos anteriores de la invención involucran el uso de un extractante de gas de hidrocarburo licuado para la separación de contaminantes disueltos y/o dispersos de agua, y estos aspectos son preferidos. En un aspecto alternativo de la invención, sin embargo, el procedimiento puede llevarse a cabo en la ausencia de cualquier hidrocarburo extractante. En este caso, la fragmentación de las gotitas seguida por la coalescencia puede dar como resultado la fusión neta de las gotitas suspendidas existentes de hidrocarburo (es decir, de contaminante de petróleo dispersada) y de esta forma proveer su tamaño promedio y separación. Además, las gotitas divididas causadas en la primera caída de presión pueden servir para exponer una gran superficie de área de hidrocarburos dispersados para la fase de agua y de esta forma mejorar la absorción de los contaminantes orgánicos disueltos en el petróleo dispersado existente. En esta forma, la extracción de petróleo de agua producida se puede mejorar en aún la ausencia del equipo necesario para introducir el extractante. Un aparato correspondiente que no incluye ningún inyector para las formas de extractante es un aspecto adicional alternativo de la invención. Los procedimientos y aparatos de la presente invención utilizan por lo menos dos caídas de presión por medio de "obturadores", y por medio de éstos se controla el comportamiento de las gotitas de la fase orgánica suspendida. El término "obturador" como se utiliza aquí, indica cualguier dispositivo capaz de genera una caída de presión en agua fluyente, como se indica aquí. Este obturador preferiblemente sólo tendrá la función de proveer una caída de presión de fusión en el agua fluyente, pero también puede tener otras funciones . Dos tipos de obturador adecuados para uso en la presente invención se muestran esquemáticamente en la Figura 1 y 2. La Figura la muestra una sección transversal esquemática de un sistema de inyección de obturador y extractante combinado. En éste, el flujo de agua contaminado a lo largo de la tubería de flujo (1) entra a una región en donde la tubería está rodeada por un alojamiento (2) que tiene una conexión de entrada (3) para el extractante, el cual está contenido en el depósito (4) . Según el agua contaminada pasa bajo presión a través de la boquilla (5) una restricción en la intersección entre el alojamiento (2) y la continuación de la tubería de flujo (1) genera una región de presión más baja que extrae el extractante del depósito (4) . El aparato de esta forma genera una caída de presión y una inyección concomitante del fluido extractante. Los obturadores de este tipo forman uno de los primeros obturadores preferidos para proveer una inyección combinada de extractante y primera caída de presión. La Figura lb muestra una variante del obturador en donde adicionalmente se provee un control de boquilla ajustable (51) , a través del cual el flujo a través del primer obturador puede estar ajustablemente restringido. En esta forma, y a través del control sobre la presión del extractante en el depósito (4) , la caída de presión y la proporción del extractante con el agua puede controlarse independientemente para permitir la compensación de las velocidades de flujo variables. La Figura 2 muestra una sección transversal esquemática de un obturador que no tiene ninguna función de inyector. Este tipo de obturador es particularmente adecuado para uso como el segundo obturador para proveer la segunda caída de presión, o como el primer obturador en donde la inyección del extractante es provista antes y/o después pero no simultáneamente con la primera caída de presión. En la Figura 2, el agua contaminada entra en el punto (10) a lo largo de la tubería de flujo (1) y alcanza un punto en el cual un alojamiento generalmente cilindrico, cónico o esférico (7) se une al mismo, conteniendo elementos ajustables correspondientemente dimensionados (8) y (9). El flujo del agua está restringido a través de los puertos de entrada (11) y (12) de los elementos ajustables respectivos (8) y (9) . Solamente se ilustra un puerto de entrada en la figura pero evidentemente un sistema de orificios, ranuras o perforaciones complementarias puede ser provisto en los elementos ajustables a través de los cuales el flujo se puede ajustar por compensación contra el cuerpo (7) del aparato en el caso del primer elemento ajustable (8) o contra el otro elemento ajustable (9) . Habiendo pasado los puertos de entrada, el agua entonces fluye a través de la cavidad central (13) y sale a través de un grupo de puertos de salida (14) y (15) provistos en los elementos ajustables (9) y (8) respectivamente. Los puertos de salida también pueden proveer el control sobre la caída de presión y pueden ser similares o diferentes de los puertos de conexión de entrada (11) y (12). La presión inferior del agua sale en la posición (16) . Evidentemente, una modificación simple del obturador mostrado esquemáticamente en la Figura 2 podría utilizarse para introducir el extractante en el espacio central (13) y por lo tanto permitir que este obturador también actúe como un sistema de obturador e inyector combinado . Se muestran dos posibles configuraciones del aparato de la presente invención en la Figura 3. La Figura 3a muestra un inyector y un primer obturador combinados (17) generalmente correspondiente a la Figura 1 en línea con un segundo obturador (18) generalmente correspondiendo a la Figura 2. Se muestra una modalidad más preferida en la Figura 3b, en donde se proveen dos obturadores estándares (18) en serie. En el contexto de una instalación de producción petrolera, un diseño del aparato adecuado que incluye aquel de la presente invención que se indica en la Figura 5. Específicamente, el petróleo de la formación es provisto en el punto (19) y sucesivamente entra en los separadores de tres fases (20) , (21) y (22) . El gas producido de éstos progresivamente se enriquece y aquel que se produce del tercer separador se elimina en el punto (23), opcionalmente despojado de metano adicional en un enriquecedor (24) antes de ser suministrado al primer obturador e inyector combinados (17) a través de la tubería (25). La fase de agua que deja la parte inferior de uno o más separadores de flotación (20 a 22) entra al primer obturador (17) a través de la tubería (26). Después de la primera caída de presión, el agua y el extractante suspendido fluyen a través del segundo obturador (18) y dentro del hidrociclón (27) . El agua de sub-desbordamiento del hidrociclón sale a través de la tubería (28) para cualquier paso de tratamiento adicional y descarga. El extractante del sub-desbordamiento (29) es dirigido al tambor de ráfaga (30) , en donde los componentes de alta ebullición se remueven y se devuelven a la corriente de petróleo en (19) y el extractante se reutiliza, se reintroduce en la tubería (25) en la posición (31) . Una configuración altamente preferida en donde dos obturadores ajustables están controlados para proveer dos caídas de presión dentro de las escalas deseadas se muestra en la Figura 6. El agua que fluye a lo largo de la tubería (1) encuentra un primer obturador (32) y después un segundo obturador (33), un mezclador opcional (34) es provisto entre estos. El extractante se inyecta antes del primer obturador (35) y/o entre los obturadores (36) y la caída de presión en cada uno se mide y se controla a través de las unidades de control (37) y (38) . La presente invención ahora será descrita por referencia a los siguientes ejemplos no limitantes. EJEMPLO 1 Uso del sistema de dos obturadores El agua producida del separador de tres fases de una instalación de producción petrolera se dirigió a través de un primer obturador e inyector combinados, en donde se proveyó una primera caída de presión, y un segundo obturador proveyendo una segunda caída de presión. La conexión de salida del segundo obturador se pasó a un hidrociclón en donde las fases orgánica y acuosa se separaron. En la configuración de dos obturadores, cuando la presión de caída sobre cada uno de los obturadores se mantuvo a 0.5 barias o más alta, la alta eficiencia de separación, se midió como el petróleo residual, como se observó. Cuando la caída de presión fue menor de 0.2 barias sobre el primer obturador entonces la eficiencia fue significativamente menor y equivalente a aquella de un sistema de un solo obturador a la misma caída de presión total.

EJEMPLO 2 Compensación de velocidad de flujo automática Se instaló equipo de tamaño de partícula de análisis de imagen digital para muestrear la corriente ascendente de flujo de agua del primer obturador, entre los dos obturadores y la corriente descendente del segundo obturador. El software del análisis se configuró para distinguir las gotitas de petróleo de las gotitas de extractante a través de densidad óptica. También se instalaron medidores de flujo en cada punto de muestra. El software se configuró de tal forma que el segundo obturador siempre provee una caída de presión igual a la primera caída de presión. El tamaño de las gotitas de petróleo y de todos los orgánicos dispersados se analizó, así como el flujo en cada etapa. Se comparó el tamaño de gotícula de petróleo en los primeros dos puntos y los tamaños de gotícula de los orgánicos totales en las etapas dos y tres. El software se configuró para reaccionar con una disminución en el flujo en el primer punto con la falta de disminución en el tamaño de partícula del petróleo sobre la primera caída de presión a través del incremento de la caída de presión en el primer obturador. El software además se configuró para reaccionar a una alta proporción de partículas pequeñas en el segundo obturador a través de la disminución de la caída de presión en el primer obturador. EJEMPLO 3 General Las siguientes pruebas se llevaron a cabo utilizando la Instalación de Pruebas de Agua Producida (PWTF, por sus siglas en inglés) en los Laboratorios de Investigación Petrolera (PRL, por sus siglas en inglés) en Norsk Hydro's Research Centre Porsgrunn. La PWTF es capaz de simular varios tipos de agua producida a través de la inyección de petróleo en un flujo de agua marina y el control de las distribuciones del tamaño de gotícula a través de presión variable a lo largo de una válvula de obturador. El sistema de petróleo/agua creado por la válvula del obturador entra a una sección de prueba, en este caso el procedimiento de tratamiento del obturador doble. Todas las señales de PWTF (flujo, temperatura y presión) se almacenan en el sistema de registro de datos central de PRL. Un esquema del equipo de prueba se muestra en la Figura 7. Como las figuras previas, el monitoreo de las caídas de presión a través del obturador 1 y 2 se designan (37) y (38) respectivamente. Los monitores de flujo (39) miden el flujo del agua y el extractante de hidrocarburo. La distancia (40) entre el segundo obturador y el hidrociclón fue mínimo de 5 metros. Las distancias mínimas requeridas entre el recubrimiento del mezclado y del hidrociclón se incluyen en el esquema. El sistema de prueba consistió de un sistema de inyección de gas de hidrocarburo licuado (LHG consistiendo en su gran parte de propano) como la alimentación tomada de un tanque de presión. El condensado (LHG) se inyectó a través de una pluma dentro de la fase de agua, ya sea en corriente ascendente del primer obturador o entre los dos obturadores, y se mezcló con la "agua producida" antes de introducir el hidrociclón para la separación de hidrocarburo-agua. Para las pruebas siguientes, se utilizó "agua producida" que tiene contaminación petróleo en agua de 300 ppm como corriente de alimentación y se inyectó 1.0 de porcentaje en volumen de condensado LHG. Se proveyó un flujo de agua de 4 m3/hr a través del sistema a un separador de hidrociclón de 30 mm. Para controlar la distribución de gotícula de petróleo y estimular las condiciones en alta mar se utilizó un recubrimiento de hidrociclón KPS HEl como una referencia debido a la experiencia de la prueba en alta mar con este recubrimiento. El nivel de petróleo en el agua descargado del sistema anterior sin inyección de LHG (comparativo estándar) fue de 20 ppm. 3.1 Se midió un chorro de condensado LHG y descarga de petróleo en agua (OiW) bajo las condiciones descritas anteriormente para varias caídas de presión sobre dos obturadores individuales. El LHG se inyectó antes del primer obturador y la caída de presión total sobre los dos obturadores se mantuvo a 2.0 barias . Los datos resultantes se muestran en la tabla siguiente y se representan en la Figura 8.

Es evidente a partir de la tabla anterior y la Figura 8 que la configuración de obturadores dobles produjo una significativa mejora de separación. Los mejores resultados se dieron en la caída de presión sobre el segundo obturador que no fue más de 20% mayor que la caída de presión a través del primer obturador. 3.2 Dos pruebas con condensado inyectado entre los obturadores produjeron los siguientes resultados bajo condiciones como se describe anteriormente.

Los resultados otra vez mostraron una extracción significativamente mejorada de petróleo del agua cuando se comparó con el sistema con falta de inyección de condensado y resultados equivalentes o superiores para uso de una sola caída de presión. 3.3 Se hizo una sola prueba bajo las condiciones anteriores con los obturadores dobles a una caída de presión total de una baria y una proporción de presión de obturador 1/obturador 2 de 0.5/0.5. Esta prueba produjo un chorro de 45 ppm de descarga residual de 2.5 ppm Este experimento indicó una altamente efectiva remoción del petróleo dispersado a una caída de presión total de barias en donde los dos obturadores estuvieron operando a caídas de presión iguales. 3.4 La extracción de los componentes disueltos (es decir, naftaleno) se estudió para los experimentos 3.1 a 3.3 descritos anteriormente. La remoción del naftaleno se encontró que está directamente relacionada con la caída de presión máxima sobre un solo obturador. Esta extracción máxima se encontró independiente de si la caída de presión más alta estuvo a través del primero o segundo obturador. El nivel del equilibrio de la extracción de naftaleno se logró cuando la caída de presión sobre cualquiera de los obturadores alcanzó 2 barias. Este resultado soporta la creencia de que la ruptura de las gotitas sobre el sistema de obturador fuertemente mejora la extracción de los componentes disueltos aún cuando los componentes dispersados se extraen a un nivel equivalente. EJEMPLO 4 El equipo de prueba utilizado en el Ejemplo 3 se utilizó para examinar la eficiencia de la remoción de OiW a una variedad de velocidades de flujo y con una variedad de niveles de inyección de condensado. La configuración del equipo de prueba fue como en el Ejemplo 3 pero el recubrimiento de hidrociclón utilizado fue un Cyclotech B20C de 20 mm. Se utilizaron 100 ppm de corriente de alimentación OiW. Las caídas de presión de 1.8 a 0.2 barias se utilizaron a través del primero y segundo obturadores respectivamente. Los resultados de los experimentos se muestran en la Figura 9. Se puede ver que a un volumen de 0.2% de inyección y más alto, se provee un incremento dramático en la remoción de OiW a todas las velocidades de flujo. Un nivel de descarga de 2 ppm o menor puede fácilmente lograrse a través de este método, dando una eficiente remoción del petróleo de 98% o mayor. EJEMPLO 5 El uso de una corriente descendente del sistema de mejoramiento de coalescencia del segundo obturador se investigó como una mejora adicional para el sistema de separación a velocidades de flujo bajas. El aparato utilizado en el Ejemplo 4 se configuró con caídas de presión de 1.8 y 0.2 barias y una corriente de entrada teniendo 100 ppm de petróleo dispersado. El nivel de petróleo descargado se gráfico como una función de la proporción de dilución de petróleo: extractante, con el declive de la línea resultante representando el chorro del extractante desde el hidrociclón. Como esperaba a partir de los resultados el Ejemplo 4, el declive a flujo bajo (lm3 por hora) fue mayor que para el declive a alto flujo (3 m3 ) por hora) . A través de la adición de internos de coalescencia de baja densidad "PECT-F" (RTM) en la cámara de conexión de entrada del hidrociclón, se promovió el crecimiento de las gotitas y la descarga de petróleo resultante a baja velocidad de flujo se redujo. Los resultados de este experimento se muestran en la Figura 10, en donde los diamantes sólidos representan los resultados utilizando el sistema de mejoramiento de coalescencia y los diamantes abiertos son resultados comparativos sin el mejorador de coalescencia. Esto indica una ventaja en el uso del mejorador de coalescencia de a bajas velocidades de flujo. EJEMPLO 6 La configuración del Ejemplo 5 se utilizó para examinar la comparación entre la separación a 1 m3/hora con y sin el mejorador de coalescencia. Las inyecciones de 0.3, 0.75 y 1% de LHG se hizo en una corriente de alimentación conteniendo 320 ppm de OiW. Los niveles de descarga resultantes fueron equivalentes a la salida sin coalescencia a pesar de la contaminación de alimentación siendo más de 3 veces mayor. Los resultados se muestran en la Figura 11 y se pueden comparar con los resultados de 1 m3/hora en la Figura 9 (barras sólidas en la Figura 9) . Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims (1)

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones : 1. - Un método para mezclar un extractante que comprende gas hidrocarburo licuado en un flujo de agua que contiene hidrocarburo, caracterizado porque comprende: a) introducir el extractante de gas de hidrocarburo licuado en el agua por lo cual se provee agua que tiene gotitas suspendidas que comprenden el extractante y/o el hidrocarburo; b) someter el agua a una primera caída de presión por lo que se fragmentan las gotitas suspendidas; c) opcionalmente, mezclar el agua y el gas de hidrocarburo licuado por lo tanto promoviendo la distribución del gas de hidrocarburo licuado en el agua; y d) subsiguientemente someter el agua que tiene gotitas suspendidas a una segunda caída de presión, por lo tanto se agrupan las gotitas suspendidas ahí . 2. - El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la primera caída de presión es provista a través de un primer obturador. 3. - El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la segunda caída de presión es provista a través de un segundo obturador. 4. - El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, caracterizado porque adicionalmente comprende los pasos de : i) evaluar una primera velocidad de flujo de agua a alrededor del punto de la primera caída de presión; ii) ajustar la primera caída de presión a través de la referencia a la primera velocidad de flujo de agua evaluada, por lo que se mantiene el efecto de la ruptura de las gotitas suspendidas del extractante y/o hidrocarburo dispersado en la primera caída de presión; iii) evaluar una segunda velocidad de flujo del agua a alrededor del punto de la segunda caída de presión; iv) ajustar la segunda caída de presión por referencia a la segunda velocidad de flujo del agua evaluada, mientras se mantiene el efecto de coalescencia de las gotitas suspendidas del extractante y/o hidrocarburo dispersado en la segunda caída de presión; 5. - El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 4, caracterizado porque además comprende, del paso del paso d) , separar las gotitas de hidrocarburo suspendidas de la fase de agua utilizando por lo menos un separador. 6. - Un método para remover material orgánico contaminante caracterizado porque comprende al menos un hidrocarburo de agua, comprende mezclar el agua con un extractante de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5 seguido por la separación del extractante por medio de por lo menos un separador. 7. - El método de conformidad con la reivindicación 5 o reivindicación 6, caracterizado porque al menos un separador comprende un separador que opera a través de la diferencia en la densidad. 8. - El método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque el separador que opera a través de diferencia en la densidad es un hidrociclón. 9. - El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 8, caracterizado además porque el tiempo promedio tomado para que el agua fluya entre la primera caída de presión y la segunda caída de presión es menor de 20 segundos . 10.- El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 9, caracterizado porque la primera caída de presión y la segunda caída de presión están en la escala de 0.1 barias a 10 barias. 11.- El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 10, caracterizado porque la segunda caída de presión no es más de 1.5 veces que la primera caída de presión. 12. - El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 11, caracterizado porque el extractante comprende un gas de hidrocarburo o mezcla de gas de hidrocarburo que tiene un punto de burbujeo por debajo de las condiciones del método. 13. - El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 5 a 8, caracterizado porque el separador tiene una presión de conexión de salida y una temperatura de conexión de salida y en donde el extractante es líquido a la temperatura de conexión de salida bajo la presión de la conexión de salida. 14.- El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque la temperatura de la conexión de salida es de 60 a 110SC y la presión de la conexión de salida es de 30 a 100 barias. 15.- El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 5 a 8, caracterizado porque además comprende el paso de adicionalmente agrupar las gotitas suspendidas después de la segunda caída de presión y antes de la separación. 16.- Un aparato que comprende un conducto adecuado para aceptar un flujo de agua, opcionalmente conteniendo gotitas dispersadas de contaminantes orgánicos, caracterizado porque además comprende: a) un inyector adecuado para introducir un extractante de gas de hidrocarburo licuado en dicho flujo del agua en la forma de gotitas dispersadas de extractante; b) un primer obturador capaz de proveer una primera caída de presión; c) opcionalmente un mezclador; d) un segundo obturador capaz de proveer una segunda caída de presión. en donde la primera y segunda caídas de presión son provistas de tal forma que en uso las gotitas del extractante y/o contaminante se separan como resultado de pasar a través de la primera caída de presión y se agrupan como resultado de pasar a través de la segunda caída de presión. 17.- Un aparato adecuado para separar contaminantes orgánicos disueltos y/o dispersos de agua, el aparato comprende un conducto adecuado para aceptar un flujo de agua y caracterizado porque adicionalmente comprende: (a) un inyector adecuado para introducir un extractante de gas de hidrocarburo licuado en dicho flujo del agua en la forma de gotitas dispersadas de extractante; b) un primer obturador capaz de proveer una primera caída de presión; c) opcionalmente un mezclador; e) un segundo obturador capaz de proveer una segunda caída de presión, e) un separador adecuado para separar gas de hidrocarburo licuado del agua. en donde la primera y segunda caídas de presión son provistas de tal forma que en uso las gotitas del extractante y/o contaminante se separan como resultado de pasar a través de la primera caída de presión y se agrupan como resultado de pasar a través de la segunda caída de presión. 18.- El aparato de conformidad con la reivindicación 16 o reivindicación 17, caracterizado porque adicionalmente comprende: i) un dispositivo capaz de reaccionar a una primera velocidad de flujo de agua a través del primer obturador; ii) un dispositivo capaz de ajustar el primer obturador a través de la referencia y la reacción provista en el paso i); iii) un dispositivo capaz de reaccionar a una segunda velocidad de flujo de agua a través del segundo obturador; iv) un dispositivo capaz de ajustar el segundo obturador por referencia a la reacción provista en el paso iii) ; por lo que en uso la primera y segunda caídas de presión se mantienen de tal forma que las gotitas del extractante y/o contaminante se separan como resultado de pasar a través de una primera caída de presión y se agrupan como resultado de pasar a través de una segunda caída de presión a través de una amplia escala de velocidades de flujo. 19.- El aparato de conformidad con la reivindicación 17 o reivindicación 18, caracterizado porque al menos un separador comprende un separador que opera a través de diferencia en la densidad. 20.- El aparato de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado porque el separador que opera a través de la diferencia en densidad es un hidrociclón. 21.- El aparato de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 16 a 20, caracterizado porque en uso el tiempo promedio tomado para que el agua fluya entre el primer obturador y el segundo obturador es menor de 20 segundos. 22.- El aparato de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 16 a 21, caracterizado porque el primer obturador y el segundo obturador son cada uno capaces en uso de proveer una caída de presión que está en la escala de 0.1 barias a 10 barias. 23.- El aparato de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 16 a 22, caracterizado porque en uso la caída de presión a través del segundo obturador no es más de

1.5 veces que la caída de presión a través del primer obturador . 24.- El aparato de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 17 a 19, caracterizado porque en uso el separador tiene una presión de conexión de salida y una temperatura de conexión de salida y en donde el extractante es líquido a la temperatura de la conexión de salida bajo la presión de la conexión de salida. 25.- El aparato de conformidad con la reivindicación 24, caracterizado porque la temperatura de la conexión de salida es de 60 a 110aC y la presión de la conexión de salida es de 30 a 100 barias. 26.- El aparato de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 17 a 19, caracterizado porque además comprende un mejorador de coalescencia provisto entre el segundo obturador y el separador.