MX2014015027A - Separador de petroleo / agua de alta velocidad electroestatico coalescente. - Google Patents

Abstract

Un aparato y un método para separar el agua de una mezcla de petróleo-y-agua incluye al menos dos contenedores separadores alargados (64), (66) orientados en un plano inclinado y conectados entre sí de manera que un fluido predominante de petróleo que fluye hacia arriba pasa del primer contenedor separador (64) al segundo contenedor separador (66) en donde se produce una mayor separación electrostática del agua del fluido predominante de petróleo. Cada contenedor tiene un electrodo (60) en su extremo superior preferiblemente conectado a una fuente de voltaje diferente. La entrada a cada contenedor está situada con respecto al electrodo (60) para proporcionar un contenedor de flujo ascendente o de flujo descendente. Además, el primer contenedor (64) puede estar a una elevación diferente que el segundo contenedor. Se puede incluir un contenedor adicional con la salida del primer contenedor omitiendo el contenedor adicional, el segundo contenedor, o ambos. Los deflectores (134) se pueden añadir en la porción de recolección de agua (138) de cada contenedor para reducir la turbulencia y la distancia de sedimentación.

Description

SEPARADOR DE PETRÓLEO /ApUA DE ALTA VELOCIDAD ELECTROESTÁTICQ COALESCENTE CAMPO DE LA INVENCIÓN Esta invención está en el campo de la .coalescencia electrostática de los componentes inmiscibles de una mezcla, y está particularmente relacionada a la separación de agua de una mezcla de agua-y-petróleo.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN I Una de las fuentes más útiles en el mundo de la energía es el petróleo crudo, derivado de formaciones subterráneas. Cuando el petróleo crudo ijllega a la superficie de la tierra está típicamente en la forma de una mezcla de agua-y-petróleo. Es decir, el petróleo crudo invariablemente tiene agua asociada que debe ser separada antes de que el componente de petróleo pueda ser refinado de manera eficiente en productos útiles comercialmente aceptables.

Una téenica común para la mejora de la eficacia de la separación de petróleo/agua es mediante el uso de coalescencia - que es una técnica de unir las gotas de agua más pequeñas en gotas de agua más grandes que se separan más fácilmente de la mezcla. A medida que aumenta el tamaño de la gota de agua, la dinámica de separación gravitacional mejora. Un método para aumentar la coalescencia de las gotas de agua es someter la mezcla a un campo eléctrico. El petróleo, siendo un fluido no polar, actúa como un dieléctrico y las gotas de agua, siendo polares, cuando se someten a un campo eléctrico, hacen coalescencia. La coalescencia se practica generalmente mediante el establecimiento de un campo eléctrico entre los electrodos y pasando una mezcla de petróleo-en-agua a través del campo eléctrico. Dado que ej.agua es ligeramente polar, las gotas de agua se polarizan por el campo eléctrico. Las gotas polarizadas se sienten atraídas entre si y se mueven hacia y hacen coalescencia entre si. Las gotas más grandes tienden & gravitar hacia abajo déntro de la mezcla y el I petróleo, que tiene porciones del agua removida del mismo, I tiende a ,gravitar hacia arriba dentro de la mezcla. i ; Mucho trabajé se ha hecho en el área de la coalescencia electrostática de una mezcla para aumentar la separación de los componentes de petróleo y agua. La información de antecedentes en relación con la materia de referencia inventiva contenida en este documento se puede obtener de las siguientes patentes de Estados Unidos: BREVE DESCRIPCION DE LA INVENCION Esta invención proporciona un método y aparato para separar el agua de una mezcla de agua-y-petróleo. La invención es particularmente útil para separar el agua del petróleo crudo. Una gran parte de la energía consumida en la tierra hoy en día se deriva del petróleo crudo que se encuentra en depósitos subterráneos y es traído a la superficie de la tierra por medio de pozos,. Cuando el i petróleo crudo alcanza la superficie de j la tierra invariablemente se encuentra en la forma de una mezcla de agua-y-petróleo. Es decir, el petróleo crudo se encuentra generalmente asociado con el agua. Con el fin de transportar, refinar y hacer uso del petróleo crudo exitosa y económicamente, uno de los primeros requisitos después de que el petróleo crudo es traído a la superficie de la tierra es separar y disponer adecuadamente del contenido de agua. Este documento ilustra y describe métodos y varios sistemas para lograr esto.

Und modalidad de esta invención incluye un contenedor de entrada alargado que tiene un extremo de salida inferior y un extremo de entrada superior. El contenedor de entrada alargado puede estar típicamente en la forma de un tubo, cuyo diámetro será determinado por la cantidad de petróleo crudo a ser procesado. Mientras que el tubo es un ejemplo de un contenedor alargado fácilmente ! disponible, la sección transversal del contenedor alargado puede ser cuadrada, rectangular o de otra forma, pero para todos los fines prácticos, un tubo funciona de manera completamente satisfaptoria y está fácilmente disponible y ! ' I no es costoso. i Un segundo elemento que constituye el aparato de i esta invención es un contenedor separador que tiene una salida de petróleo superior, una salida de agua inferior y un pas<^> de entrada intermedio. Al igual que con el I contenedor de entrada, el contenedor separador puede, por ejemplo,: una longitud de tuboj que tiene una sección transversal circular y el diámetro del contenedor separador puede ser típicamente el mismo o sustancialmente el mismo que el diámetro del Contenedor de entrada. El contenedor separador es típicamente alargado con respecto al diámetro y puede ser típicamente de aproximadamente la misma longitud que el contenedor de entrada.

Al menos un electrodo se coloca con el contenedor de entrada por el cual una mezcla que fluye a través del mismo se somete a un campo eléctrico. El electrodo puede ser, como un ejemplo, de la forma de un conductor de bobina que recibe el voltaje aplicado a través de un aislante en la pared del contenedor de entrada. El voltaje puede aplicarse entre el electrodo y el· contenedor de entrada mismo cuando el contenedor de entrada es un conductor metálico. El electrodo puede estar aijslado o en aplicaciones adecuadas puede estar expuesto, que está en contacto eléctrico con el líquido de mezcla que fluye a través de la entrada.

El separador funciona proporcionando trayectorias de flujo de líquido cortas. Una mezcla, desjpués de ser sometida a un campo eléctrico dentro de un contenedor de entrada, se pasa inmediatamente a un contenedor separador en donde se proporcionan pasos para el flujo descendente de agua separada y el flujo ascendente de petróleo que tienen una porción sustancial del agua extraída de los mismos.

El aparato para separar el agua de una mezcla de agua-y-petróleo se puede configurar en relación de series por lo que el porcentaje de agua eliminada de la mezcla se incrementa, o se puede configurar en una relación paralela para ajustar a las cantidades variables del petróleo crudo siendo tratado.

Otra modalidad de esta invención incluye un primer y un segundo contenedor separador alargado, ambos orientados en un plano inclinado y conectados entre sí de manera que el flujo de petróleo predominante que sale de la salida del |primer contenedor entre en la entrada del segundo contenedor, en donde es de nuevo expuesto a un campo eléctrico. El petróleo sustancialmente seco sale después del segundo contenedor. La mezcla de agua- y-petróleo entra preferiblemente en el primer contenedor por debajo del electrodo pero por encima del!control de nivel de agua en el extremo inferior o la porción de recolección de agua dél contenedor. Al menos uno de los recipientes incluye una pluralidad de deflectores dispuestos en paralelo entre si en la porción de recolección de agua del contenedor. Los deflectores pueden ser horizontales, verticales, o, preferentemente, en ángulo.

'El primer contenedor puede estar dispuesto de modo qué esté a la misma elevación que la del segundo contenedor o a una :elevación deferente. La entrada del | | primero :o el segundo ;contenedor'puede estar situada por j ; debajo del electrodo y!sobre el control de nivel de agua o i puede estar situada en su extremo superior, con lo que el contenedor seria un contenedor de flujo descendente. Una unidad de prétratamiento o desgasificadora puede estar conectada a la entrada del jprimer contenedor- separador alargado. ! El primer contenedor puede tener un electrodo expuesto en relación de circuito a una fuente de voltaje de AC (corriente alterna) a un potencial inferior. La capacidad de utilizar un electrodo expuesto es una ventaja de que el primer contenedor sea un contenedor de flujo ascendente, el flujo siendo pre-tratado en el campo de AC. La fracción de agua moderada de la mezcla que sale del primer contenedor y entra en el segundo ccjntenedor, que puede ser un contenedor de flujo ascendente o de flujo descendente, permite el uso de un electrodo aislado que puede estar en relación de circuito a una fuente de voltaje de DC (corriente directa) a un potencial más alto. La fuente de tensión puede incluir reactancia. El segundo contenedor también podría utilizar un electrodo expuesto cuando se configura como un contenedor de flujo ascendente.

Un método para separar el agua de la mezcla de agua-y-petróleo incluye los pasos de: J (a) dejar fluir la mezcla de agua- petróleo en una entrada de un primer contenedor separador alargado, el primer contenedor separador alargado estando orientado en un plano inclinado y teniendo una salida y un electrodo situado hacia su extremo superior; (b) hacer pasar la mezcla a través de un campo eléctrico del primer contenedor separador alargado en donde el agua en la mezcla de agua-y-petróleo hace coalescencia y un primer fluido predominante de agua fluye hacia abajo; (c) hacer fluir una porción del primer fluido predominante! de petróleo fuera de la salida del primer contenedor Reparador alargado y hacia una entrada de un segundo cojntenedor separador alargado, el segundo contenedor separador alargado estando orientado en un plano inclinado y teniendo un electrodo situado hacia su extremo superior; (d) hacer pasar la porción del primer fluido predominante de petróleo a través de un campo eléctrico del segundo contenedor separador alargado en donde el agua en el fluido predominante de petróleo hace coalescencia y un segundo fluido predominante de agua fluye hacia abajo.

L$ entrada de cada contenedor separador se dispone preferentemente con respecto al electrodo del contenedor ,para proporcionar una dirección deseada de flujo, ya sea un flujo ascendente o un flujo descendente, para los pasos de hacer pasar (b) y (d). Una porción del primer fluido predominante de petróleo que fluye hacia afuera de la salida del primer contenedor separador alargado y hacia la entrada de un segundo o tercer contenedor separador alargado puede ser un petróleo húmedo o una porción de petróleo medio húmeda. Una segunda porción del priijier fluido predominante de petróleo también se puede i hacer pasar a través de una salida y a lo largo de una trayectoria que se desvia por el segundo contenedor separador alargado (u otros separadores subsecuentes).

Una mejor comprensión dé la invención se obtendrá a partir de la siguiente descripción detallada de las modalidades preferidas tomadas junto con los dibujos y las reivindicaciones adjuntas.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Las modalidades preferidas de la invención se describirán ahora con más deta .le. Otras características, aspectos y ventajas de la presehte invención se entenderán mejor con respecto a la siguiente descripción detallada, reivindicaciones adjuntas, y dibujos que se acompañan (que no están a escala) en los cuales: La Figura 1 es una vista en elevación de un sistema básico para la práctica de la esencia de la invención.

La Figura 2 es una vista alternativa de un sistema básico de la invención en el presente cjlocumento. La Figura 2 muestra un contenedor tubular de entrada que tiene un electrodo en el mismo por el que una mezcla se somete a un campo electrostático y a las porciones divergentes de recolección de agua y recolección de petróleo en comunicación con los contenedores de proceso de tratamiento de petróleo y de proceso de tratamiento de agua.

La Figura 3 es otra modalidad alternativa del concepto básico de la invención en donde el contenedor separador es vertical con una salida de producto superior y una salida de agua inferior.

La Figura 4 es una vista en elevación de una modalidad de la invención que muestra cómo los sistemas básicos utilizados para practicar la invención pueden ser colocados en serie para lograr una mayor integridad de la separación del agua de la mezcla. Además, la figura 4 ilustra un colector de entrada y un colector de salida que se pueden utilizar para que el sistema que se extiende entre el colector se pueda repetir en paralelo para asi adaptar el sistema para aplicaciones de aumento de volumen.

L^i Figura 5 muestra una modalidad desalinizadora j de la invención en donde se usa un sistema separador en una aplicación para la extracción de sal de una mezcla.

La Figura 6 muestra otro sistema desalinizador e ilustra cómo se pueden emplear dos de los sistemas de básicos separación de la invención en una red para proporcionar una separación del agua y eliminación de sal más completas.

La Figura 7 es una vista esquemática que muestra cómo lajdisposición básica de la figura 2 se puede repetir últiplés veces según sea necesario dependiendo del nivel de deshidratación requerida del sistema. Como ejemplo, la Figura 4 ilustra dos sistemas básicos en secuencia mientras que la figura 7 muestra esquemáticamente tres sistemas básicos en secuencia.

La Figura 8 ilustra otra modalidad de la invención en donde el sistema básico separador de la invención sigue una estructuré de entrada particularmente útil en la extracción de gas de la mezcla de entrada y en donde se usan en serie dos sistemas básicos separadores, el primero como el de la Figura 2 y el segundo como el de la Figura 1.

La Figura 9 ilustré otra modalidad de la invención en donde el contenedor)separador está orientado a aproximadamente 22.50 respecto a la horizontal.

Las figuras 10, 11 y 12 proporcionan vistas transversales de modalidades alternativas del electrodo. La Figura 10 ilustra una configuración de electrodo de tipo varilla. La Figura 11 ilustra una configuración de electrodo de tipo bobina. La Figura 12 ilustra una * configuración de electrodos de tipo placa.

La Figura 13 es una modalidad alternativa del sistema básico para la práctica de la invención como se describe primero en la Figura 1. Esta modalidad emplea una sección de transición horizontal entre el contenedor de entrada y la porción de recolección de petróleo para reducir la turbulencia en donde el flujo del igua separada diverge del flujo del petróleo separado.

La Figura 14 es una modalidad alternativa de un sistema para separar el agua de una mezcla de agua-y-petróleo. Dos etapas de flujo ascendente están dispuestas una sobre otra, cada una teniendo la entrada de petróleo húmedo situada por debajo del electrodo.

Las figuras 15 a 15B ilustran otra modalidad alternativa en la que dos.etapas de flujo ascendente están dispuestas juntas (u horizontales) entre sí. Similar al sistema de la Figura 14, la entrada de petróleo húmedo para cada etapa está ubicada por debajo del electrodo.

La Figura 16 ilustra el sistema de la figura 14 equipado con una unidad desgasificadora/de pretratamiento opcional conectada a la entrada de la primera etapa de flujo ascendente.

Lá Figura 17 es una vista en sección transversal parcial de la porción de pata de agua de cada etapa de la figura 15 que ilustra una pluralidad de deflectores diseñados para mejorar la calidad del agua.

La Figura 18 ilustra el sistema de la figura 15 equipado con una unidad desgasificadora/de pretratamiento opcional conectada a la entrada de la, primera etapa de flujo ascendente .Las figuras 19 a 21 proporcionan vistas en sección transversal de diversas disposiciones de deflectóres que pueden ser provistos en la porción de pata de agua de las etapas ide flujo ascendente de las Figura 14 y 15.

La Figura 22 es aún otra modalidad alternativa de un sistema para separar el agua de una mezcla de agua-y-petróleo. La : primera etapa es una etapa de flujo ascendente. La segunda etapa es una etapa de flujo descendente. j La Figura 23 es una vista de la modalidad ilustrada en la Figuba 22 y tomada a lo largo de la linea de sección 23-23 de la Figura 22.

|La Figura 24A es otra modalidad alternativa de un sistema para separar |el agua de! una mezcla de agua-y-petróleo^ Dos etapas de flujo descendente son precedidas por una unidad desgasi¿icadora/de pretratamiento conectada a la entrada de la primera etapa de flujo descendente.

La Figura 24B es una modalidad alternativa del sistema de la Figura 24A. Debido a la calda de presión relativamente b ja experimentada a lo largo de las etapas, los contenedores separadores están conectados a un único soporte y son controlados con un único control de nivel.

La Figura 25 es un esquema que ilustra otra modalidad alternativa de un sistema hecho de acuerdo con esta invención para separar el agua de una mezcla de agua-y-petróleo. Se proporciona una salida adicional a la primera etapa que permite que el 'petróleo que está lo suficientemente seco cumpla con los requisitos de un usuario para omitir la segunda etapa.. I La Figura 26 es un esquema que ilustra otra modalidad alternativa en la que se proporciona una salida adicional en la primera y segunda etapas para permitir que el petróleo seco omita una etapa subsecuente, j DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LAS MODALIDADES PREFERIDAS Debe entenderse que la invención que ahora se describirá no está limitada en esta solicitud a los detalles de la construcción y disposición eje las partes ilustradas en los dibujos adjuntos. La invención es capaz de otras modalidades y de ser practicada o llevada a cabo en una variedad de maneras. La fraseología y terminología aquí utilizadas son para fines de descripción y no de limitación.

Los elementos mostrados por los dibujos se identifican por los siguientes números: 10 Contenedor de Entrada 12 Extremo de salida inferior 14 Extremo de entrada superior 16 Electrodo 18 Contenedor separador 20 Extremo de salida de petróleo superior 22 Extremo de salida de agua inferior 24 Paso de entrada 26 Conexión de brida de entrada 28 Conexión de brida de salida 30 Conexión de salida de tubo 32 Eje longitudinal de entrada 34 Eje longitudinal del contenedor separador I 36 Porción de recolección de agua ! 38 Nivel de agua 40 Control de nivel de agua 42 Porción de recolección dó petróleo 44 Fuente de voltaje 46 Conductor 1 48 Conductor 50 Aislante 52 Entrada de agua 54 Contenedor de proceso de tratamiento de agua 56 Salida de petróleo 58 Contenedor de proceso de tratamiento de petróleo 60 Segundo electrodo 62 Colector de entrada 64 Primer sistema separador 66 Segundo sistema separador 68 Colector de salida 70 Salida de gas 72 Tubería 74 Primer sistema separador j 76 Segundo sistema separador 78 Tercer sistema separador 80 Conexión en T I i 82 Entrada de agua de lavado i 84 Salida 86 Válvula de mezclado 88 Entrada 90 Contenedor de desalinización 92 Salida de agua 94 Salida de petróleo ¡ 96 Entrada ! 98 Separador preliminar 100 Salida de gas 102 Válvula 104 Voltaje trifásico 106 Rectificador 108 Via de transmisión de DC 110 Modulador 112 Conductores 114 Pulsador 116 Primario 118 Transformador 120 Secundario 122 Tierra 124 Conductor 126 Contenedor de transición horizontal 128 Conexión en T i 130 Primer sistema/contenedor separador 132 Segundo sistema/contenedor separador : 134 Deflector 136 Unidad desgasificadora o de pretratamiento 138 Porción de recolección de agua 140 Tercer sistema/contenedor separador 142 Trayectoria de petróleo seco 144 ¡ Trayectoria de petróleo medio El concepto básico de la¡ invención se ilustra en su modalidad más sencilla en la figura 1. Básicamente, la, invención incluye un contenedor de entrada alargado (10) que tiene un extremo de salida inferior (12) y un extremo de entrada superior (14). Colocado dentro del contenedor de entrada (10) está un electrodo (16) que proporciona un campo electroestático a través jie cuya entrada de liquido, identificada en la Figura 1 como "alimentación", fluye. En la Figura 1, el electrodo (16), que se muestra en contorno punteado se coloca dentro del contenedor (10) en donde el contenedor (10) es de material conductor, que es metal, de modo que se establezca el campo electrostático entre el electrodo (16) y la pared del contenedor (10).

El contenedor de entrada (10) es alargado, es decir, tiene una longitud medida desde el extremo de entrada superior (14) al extremo de salida inferior (12) que es un múltiplo de la dimensión transversal más grande del contenedor. En la disposición ilustrada de la figura 1, el contenedor de entrada (10) está en la forma de un tubo, es decir, un contenedor que, en sección transversal, es redondo. La longitud del contenedor (10) debe ser preferiblemente de aproximadamente dos veces el diámetro del contenedor, sin embargo, la longitud precisa no es una esencia critica de la invención, excepto que es importante que el contenedor (10) sea alargado de manera que el fluido * que fluye a través del mismo se exponga durante un periodo de tiempo mínimo al campo electrostático establecido por el electrodo (16). ^ Un segundo elemento básico del aparato de la Figura 1 es un contenedor separador (18). El contenedor (18) tiene un extremo de salida de petróleo spperior (20) y un extremo de salida de agua inferior (22)¡. Además, el contenedor separador (18) tiene un paso de entrada intermedio (24) que se comunica con el extremo de salida inferior (12) del contenedor de entrada.

Como se ilustra la invención en la Figura 1, una conexión de brida de entrada (26) está fijada al extremo de entrada superior del contenedor de entrada (10) y una conexión de brida de salida similar (28) está fijada al extremo superior de salida de petróleo (20) del contenedor separador ,(18). Las conexiones de brida (26) y (28) proporcional! dispositivos convenientes para conectar el sistema de: la Figura 1 a la tubería pero no están implicadas ;de otro modo en el rendimiento del sistema. De la misma manera, el extremo de salida de agua inferior (22) del contenedor separador (18) está provisto de una conexión de tubo (30) por medio del cual el agua separada por el ! sistema puede ser transportada para su eliminación o tratamiento adicional.

En la modalidad de la invención como se revela en la Figura 1, una mezcla de petróleo y agua, designada como "alimentación" ingresa en el sistema a modo de conexión de brida de entrada (26) en donde pasa al interior del contenedor de entrada (10). La mezcla fluye a través del contenedor de entrada alargado que está inclinado preferiblemente haciaiabajo como se indica. La inclinación del conténedor de entrada ayuda a (permitir un alto flujo de liquido más allá de los electrodO|S. Dentro del contenedor de entrada, la mezcla se expone a un campo electrostático. Si el electrodo (16) dentro del contenedor de entrada está cubierto con aislamiento, entonces la electricidad no se conduce directamente desde el electrodo (16) hacia la mezcla^ sino que sólo un campo electrostático se mantiene dentro del contenedor (10) al que se expone la mezcla, Mediante el uso de un electroco aislado (16), el voltaje entre el electrodo y la pared del contenedor (10) puede ser significativo para que se aplique un campo electrostático a la mezcla de entrada. El campo electrostático provoca que las gotas de agua dentro de la mezcla hagan coalescencia I rápidamente. La mezcla, con una porción significativa del agua haciendo coalescencia en ésta en gotas grandes, pasa inmediatamente directamente al contenedor separador (18) que preferiblemente está en un ángulo perpendicular al eje longitudinal del contenedor de entrada (10). En la Figura 1, el eje longitudinal del contenedor de entrada (10) está indicado por el número (32) mientras que el eje longitudinal del contenedor separador (18) está indicado por el número (34).

La mezcla habiendo sido sometida| a un campo electrostático y, por tanto, habiendo pasado a través de un entorno en el que el agua hace coalescencia rápidamente, entra perpendicularmente en el contenedor separador (18).

Dentro del contenedor separador (18), la mezqla que fluye i hacia el interior adquiere una oportunidad inmediata para separarse en componentes más pesados y más ligeros. El componente más pesado se separa de la mezcla y fluye hacia abajo dentro del contenedor separador (18) inclinado hacia una porción de recolección de agua (36) que es la porción del contenedor (18) debajo del paso de entrada (24). El agua dentro de la porción de recolección de agua (36) se mantiene a un nivel seleccionado (38) por medio de un control de nivel de agua (40). El control de nivel de agua (40) se ilustra esquemáticamente, ya que tales dispositivos se utilizan con frecuencia y habitualmente en la separación de petróleo/agua y son bien conocidos para cualquier profesional en la téenica. Un sistema típico de control de nivel de agua se ilustra en, y se describirá posteriormente con referencia a, la Figura 8. Básicamente, el control de nivel de apua (40) opera una válvula (no ilustrada) conectada a ¡la conexión de tubo (30) para drenar el agua debido a que se acumula dentro de la porción inferior del contenedor (36) para que el nivel (38) permanezca a una altura preseleccionada dentro de la porción de recolección de agua (36).

La mezcla que fluye fuera dpi contenedor de entrada (10) a través del extremo de salida inferior (12) se separa -y el componente más ligero se lleva hacia arriba j a una porción de recolección ¡de petróleo (42) del I ; contenedor separador (18). El componente de petróleo de la mezcla e alimentación que tiene al menos una porción sustancial del agua extraída de la misma fluye a través del» extremo de salida de petróleo superior (20) del contenedor de entrada (10) y a través de la conexión de brida de salida (28) para su transporte:a una tubería en donde se puede mover a una refinería, < transportarse una instalación para su almacenamiento o procesamiento adicional.

El sistema para separar agua de una mezcla de agua-en-petróleo de la Figura 1 es de máxima simplicidad en comparación con la mayoría ;del equipo separador de petróleo/agua en uso hoy en| día y, sin embargo está configurado para proporcionar! un rendimiento mejorado. Específicamente, un aspecto único del sistema separador de la figura 1 es que una mezcla de petróleo/agua se somete a un campo electrostático e inmediatamente después pasa para su separación con el componente de agua fluyendo en una dirección y el componente de petróleo fluyendo en una dirección opuesta. Además, las disposiciones inclinadas del contenedor de entrada (10) y el contenedor separador (18) proporcionan una separación inmediata por gravedad de una mezcla de agua-en-petróleo después de su exposición a un campo electrostático. El aparato de la. figura 1 proporciona la separación más inmediata y: efectiva de petróleo y agua en la disposición de flujio más simple posible, en comparación con otros sistemas coriocidos.

En la Figura 1, se ilustran los rudimentos del método de aplicación de un campo electrostático a la mezcla dentro del contenedor de entrada (10). Una fuente de voltaje (44) proporciona una salida de voltaje entre los conductores (46) y (48). El conductor (48) está fijado a la pared lateral del contenedor de entrada (10), mientras que el conductor (46) se alimenta a través de un aislante (50) que se extiende a través de la pared lateral del contenedor (10) al electrodo (16). El voltaje a través de conductores (46) y (48) puede ser un voltaje AC, un voitaje DC, un voltaje DC pulsante o un voltaje de frecuencia dual. El I voltaje particular aplicado para crear un campo electrostático dentro del contenedor de entrada no es un elemento critico de la invención ya que se ha hecho mucho trabajo para definir las ventajas y desventajas de varios sistemas de voltaje utilizados para aumentar la coalescencia del agua en una mezcla de agua-en-petróleo. Como ejemplo, la Patente de Estados Unidos No. 6,860,979 enseña un sistema de coalescencia electrostática de frecuencia dual que se puede aplicar al aparato de la figura 1. Ta|l sistema de frecuencia dual es mejor ilustrado y será discutido con referencia a la figura 6. i El· sistema básico de la invención ilustrado en la Figura 1 es susceptible de una variedad de modificaciones. La Figura 2 muestra un ejemplo de una modificación de la figura 1 en la que el contenedor de entrada (10), la inferior salida (12), la entrada superior (14), y el I electrodo (16) tienen todos el mismo número de elementos y el mismo propósito que el que se describe con referencia a í i ; extremo inferior del recipiente de entrada (12) está conectado en una linea recta con una porción de recolección de agua (36A) que tiene un control de nivel de agua (40) para mantener un nivel de agua (38) como se describe con referencia a la Figura 1. El extremo de salida de agua |inferior (22) de la porción de recolección de agua i I en la jFigura 2 se conecta a la entrada (52) de un contenedor de proceso j de tratamiento de agua (54) que es ilustrativo de cualquier sistema que proporcione el tratamiento y/o eliminación del agua extraída de la mezcla de entrada. El proceso de tratamiento de agua (54) puede incluir simplemente una disposición del agua extraída de la mezcla de agua/petróleo de entrada o puede representar un tratamiento adicional para eliminar cualquier petróleo residual arrastrado de la mezcla de entrada, tal como un hidrocielón, un separador de fuerza centrífuga, un separador de gravedad, un separador de placa corrugada, una celda de flotación o un filtro.

En la disposición de la figura 2, la mezcla de entrada que fluye hacia el sistema a través de la brida de entrada (26) se somete a un campo 'eléctrico proporcionado por el electrodo (16) que funciona para hacer que la porción de agua de la mezcla de entrada haga!coalescencia. El agua coalescida sigue fluyendo hacia abajo hacia la porción de recolección de agua (36A). El petróleo que se separa de la mezcla y por lo tanto permanece sobre el nivel del agua (38) gira hacia arriba y fluye haciajla porción de recolección de petróleo (42A). El petróleo separado fluye fuera de la porción de recolección (42A) a través del extremo de salida de petróleo superior (20) y a través de una salida de petróleo (56) hacia un área de proceso de tratamiento de petróleo indicada por el contenédor (58). El ! contenedor de proceso de tratamiento de petróleo (58) es emblemático de cualquier sistema para su posterior manipulación, transporte, tratamiento o almacenamiento de petróleo separado por el sistema de la Figura 2. Típicamente, el proceso de tratamiento de petróleo (58) puede ser una instalación de almacenamiento en donde el petróleo crudo que tiene una porción sustancial del agua extraída del mismo se almacena antes de ser transportado para su uso posterior, tal como a una refinería para su procesamiento. j La comparación de la Figura 2 con la Figura 1 muestra dos diferencias distintas. En primer lugar, la figura 2 ilustra el contenedor de proceso de tratamiento de agua (54) y el contenedor de tratamiento de petróleo (58) como emblemático de un tratamiento adicional de petróleo y agua separados que salen de los sistemas. En segundo lugar, la Figura 2 en comparación a la Figuia 1 muestra una disposición geométrica diferente de las trayectorias de flujo de,'petróleo y agua que han sido separados de una mezcla d entrada de petróleo-en-at^ua. Tanto en la Figura 1 como en: la Figura 21 el petróleo separado cambia de ! dirección y se mueve hacia arriba ten un ángulo con respecto a la trayectoria de flujo de la mezclá de entrada. Sin embargo, en la Figura 2, en comparación a la figura 1, el agua separada continúa en la misma trayectoria de flujo del contenedor de entrada. Independientemente de estas diferencias, la funcijón básica de los sistemas de las i Figuras ,1 y 2 es la misma. Es decir, una mezcla de entrada de petróleo-en-agua fluye en una dirección descendente a* través de un contenedor de entrada alargado, tiempo durante el cual se somete a un campo electrostático y un contenedor separador tiene un paso de entrada en comunicación con el extremo de salida inferior del contenedor de entrada. La Figura 2 muestra una disposicilón en la que una mezcla de entrada de petróleo-en-agua se somete a un campo electrostático e inmediatamente después se proporcionan pasos separados por medio de los cuales el agua y el petróleo separados fluyen en direcciones diferentes.

La Figura 3 muestra otra modalidad alternativa del sistema de esta invención. tEn la Figura 3, el contenedor de entrada (10) es alargado e inclinado hacia abajo, tal como se muestra en las Figurasj 1 y 2. Sin embargo, en la figura 3 la porción de recolección de petróleo (42B) está verticalmente hacia arriba. El eje longitudinal (32) hace intersección con el eje longitudinal del contenedor separador (34) en un j ángulo de aproximadamente 45°. En la Figura 3, la mezcla, después de haber pasado a través del campo electrostático establecido por el electrodo (16) dentro del contenedor de entrada (10), gira y entra horizontalmente hacia lai porción de recolección de petróleo (42B) que está en alineación vertical con la porción de recolección de agua (36B). El agua separada de la mezcla que hizo coalescencia por la acción del electrodo (16) inmediatamente gira hacia abajo dentro de la porción de recolección de agua (36B) y el componente de petróleo más ligero separado gira inmediatamente hacia arriba hacia la porción de recolección de petróleo (42B) y fluye hacia afuera de la salida de petróleo superior (20). Tal como con las figuras 1 y 2, la mezcla de entrada se somete a un campo electrostático e inmediatamente después el flujo de la mezcla de entrada entra en una trayectoria divergente en la que el agua separada puede fluir en una dirección divergente del petróleo separado. En el caso de la Figura 3, el componente de agua separada diverge inmediatamente hacia una trayectoria descendente en la porción de recolección de agua (36B), mientras que el componente petróleo separado fluye en la dirección opuesta, es decir,! ascendente hacia la porción de recolección de petróleo (42). Por lo tanto, la Figura.3 proporciona el mismo único concepto que las figuras 1 y 2, es decir, una entrada de mezcla a través de i ¡ un contehedor alargado en el que la mezcla se somete a un I campo electrostático seguido inmediatamente por trayectoria^ de flujo divergentes para los componentes de agua y de petróleo separados.

Lá Figura 9 muestra otra modalidad' alternativa del sistema de esta invención. El contenedor de entrada (10), la salida inferior (12), la entrada superior (14), y el electrodo (16) todos tienen el mismo número de elementos y el mismo propósito como se describe con referencia a las figuras 1, 2 y 3. El contenedor de entrada (10) es alargado e inclinado hacia abajo pero con la conexión de brida (26) orientaca para recibir una alimentación vertical. Tanto la porción de recolección de agua (36C) como la porción de recolección de petróleo (42C) del contenedor separador (18) están ¿lineadas a lo largo del eje longitudinal del contenedor separador (34) y orientadas en un ángulo de aproximadamente: 22.5° respecto a la horizontal. El eje longitudinal idel contenedor de entrada (32) es i perpendicular al eje longitudinal del contenedor separador (34). La mezcla se separa, después de haber pasado a través del campo electrostático establecido por el electrodo (16) dentro del contenedor de entrada (10), y el agua separada gira angularmente hacia abajo hacia la porción de recolección de agua (36C) y el componente de petróleo más ligero separado gira angularmente hacia arriba hacia la porción de recolección de petróleo (42C) y fluye fuera de la salida de petróleo superior (20)..La conexión de brida de salida (28) está orientada de tal manera que se puede conectar a un área de proceso de tratamiento de petróleo orientada verticalmente. Tal como con las figuras 1, 2 y 3, la entrada de la mezcla se somete a un campo electrostático e inmediatamente después el flujo dé la mezcla de entrada entra en una trayectoria divergente en la que el agua separada puede fluir en una dirección divergente del petróleo separado. Como se sugiere en las figuras 1, 2, 3 y 9, el ángulo del contenedor de entrada (10) puede variar de 0o a 45° respecto a la vertical y el ángulo del contenedor separador (18) puede variar de 0o a 45° respecto a la I horizontal.

Las figuras 1, 2, 3 y 9 cada una hacen uso de campos electrostáticos plurales. En cada una de las figuras 1, 2, 3 y 9, además del electrodo (16) situado dentro del contenedor de entrada (10), un segundo electrodo (60) está situado dentro de la porción de recolección de petróleo (42), es decir, hay un segundo electrodo (60) dentro de la porción de recolección de petróleo (42) de la figura 1, dentro de la recolección de petróleo (42A) de la Figura 2, dentro de la recolección de petróleo (42B) de la Figura 3, y dentro de la recolección de petróleo (42C) de la Figura 9. Cada unoide los segundos electrodos proporciona campos electrostáticos de la misma manera que el electrodo I primario (16) en cada modalidad y sirve para más ayuda en la coalescencia de cualquier agua restante en el petróleo separado después de que la primera separación ha tenido I lugar. Los electrodos secundarios (60) pueden estar aislados o :si el porcentaje de agua que permanece en la mezcla dentro de la porción de recolección de petróleo del aparato ha disminuido suficientemente, entonces los electrodos secundarios (60) pueden ser electrodos expuestos que operan a voltajes más bajos.

La Figura 4 muestra cómo se 'puede utilizar el sistema separador básico de esta invención en serie para separar jde manera más completa el agua de una mezcla de agua-en-^petróleo. La Figura 4 'muestra un colector de entrada (62) por el se alimenta una mezcla de agua-en- I petrólep a un primer sistema separador indicado « generalmente por el número (64) que tiene los componentes con la misma identificación numérica que en la Figura 1. La brida de salida (28) del primer sistema separador (64) se conecta a una brida de entrada! (26A) de un segundo sistema separador (66). La brida de salida (28A) del sistema separador (66) se comunica con un colector de salida (68) mediante el cual se recolecta el componente de petróleo de la mezcla que fluye en el colector de entrada (62). Asi, el primer sistema separador (64) y el segundo sistema separador (66) cada uno funciona idénticamente a como se ha descrito con referencia a la figura 1 en que cada uno tiene un contenedor de entrada (10), una porción de recolección de agua (36) y Una porción de recolección de petróleo (42). Cada contenedor de entrada tiene un electrodo (16) y cada porción de recolección de agua (36) tiene una conexión de tubería por la que el agua separada de la mezcla de alimentación es transportada lejos del sistema separador. Además, hay un segundo electrodo (60) en ambos sistemas separadores (64) y (66). j Una diferencia en la Figura 4 en comparación a la Figura 1, es que se ilustra una salida de gas en comunicación con cada uno de los contenedores de entrada (10) y (10A). Cada salida de gas (70) yj (70A) está conectada por tuberías (72) por las se puede transportar el gas separado del sistema, tal como a una instalación de recolección de gas, un brote o similares.

La Figura 7 es una ilustración esquemática de cómo el sistema separador de la figura 2 se puede conectar en serle. La Figura 7 muestra esquemáticamente un sistema separador (74) que funciona tal como se ilustra y describe con referencia a la Figura 2 y los sistemas separadores (76) y (78) idénticos conectados en serie. Esto es ilustrativo del hecho de que los sistemas separadores tal como se describen aquí pueden ser conectados en serie con tantos sistemas separadores sustancialmente idénticos conectados en serie como sea necesario para lograr el nivel de separación requerido.

Haciendo referencia nuevamente a la Figura 4, este punto de vista sugiere que los sistemas separadores de esta invención pueden ser fácilmente colocados en paralelo. La Figura 4 muestra dos sistemas separadores (64) y (66) que se extienden en serie desde un colector de entrada (62) a un colector de salida (68). Es fácil ver que cualquier número de los sistemas ilustrados en la Figura 4 se puede colocar uno al lado del otro, en paralelo, cada uno extendiéndose desde el colector de, entrada (62) al colector de salida (68). De la misma manera, el sistema de la Figura·7 podría ser fácilmente colocado en paralelo con tantos $iste as separadores como sean necesarios de acuerdo con el¡volumen de ur^a mezcla ce agua-en-petróleo a ser tratada.

La Figura 5 ilustra cómo se puede usar un sistema separador de esta invención en un sistema de desalinización. En la Figura 5, un primer sistema separador (64) como se describe con referencia a la figura 1 funciona para proporcionar petróleo sepetrado en la conexión de brida de salida (28) que está conectjada a una conexión en T (80) que tiene una entrada de agualde lavado (82). El petróleo separado que fluye desde la brida de salida (28) se mezcla con el agua de lavado en la conexión en T (80), y la mezcla pasa fuefa de la conexión en T través de la salida (84), a través de una válvula de mezclado (86) y a través de un tubo de fentrada (88) hacia un contenedor de desalinización (90). En el contenedor (90) sé proporciona una zona tranquila que permite que el petróleo y el agua se separen. El agua introducida a través de la entrada de agua de lavado (82) absorbe el conten do de sal en el petróleo descargado del primer sistema separador (64). Desde el contenedor de desalinización (90), el agua pasa a través de la salida (92) y el petróleo que tiene sustancialmente toda el agua y sustancialmente toda la sal eliminada del mismo, fluye a través de la salida de petróleo (94).

Se conocen los conceptos básicos del desalinizador de la figura 5, esto es, se conoce el paso de utilizar el agua de lavado para mezclar con petróleo que tiene sal en el mismo, y éste no es la esencia de la invención. La importancia de la figura 5 es^que muestra cómo un sistema separador (64) de esta invención se puede utilizar en un desalinizador para mejorar la eficiencia y la eficacia del sistema desalinizador.

La Figura 6 muestra una ilustración ¡adicional de cómo los sistemas separadores de esta invención pueden ser utilizados en una disposición de desalinización. Un priet sistema separador (64), como se ilustra y se describe con referencia a la Figura 1, proporciona petróleo separado mediante la brida de salida (24) hacia una conexión en T (80) que tiene una entrada de agua (82) como s¡e describe en la Figura 5. La mezcla pasa a través dé la válvula de mezclado (86) como se describe y hacia otra conexión de brida de entrada (26) de un segundo sistema separador (66) que de nuevo es el mismo que el sistema separador básico de la figura 1. El petróleo separado que fluye a través de la conexión de brida de salida (28A) entra en un contenedor de desalinización (90) en donde los componentes de agua y petróleo de la mezcla se separan por la gravitación con el agua que tiene disuelta sal en ella y el petróleo relativamente libre de sal que pasa hacia arriba y hacia afuera del desalinizador a través de la salida de petróleo (94).

La Figura 6 muestra más detalles de los circuitos por medio de los cuales se puede aplicar un voltaje a un electrodo dentro de un sistema separador al que se hará referencia posteriormente. i La Figura 8 muestra una manera en la que los sistemas separadores de esta invención se pueden añadir en serie. la Figura 8, una mezcla de petróleo/agua entra a I : través ide una entrada (96) hacia un separador preliminar (98) que está en la forma de uji contenedor vertical que ; i tiene u¡na salida de gas (100) en la parte superior. El 4 liquido pasa hacia abajo en el separador preliminar (98 ) con el cpmponente de agua separado fácilmente sedimentando en la pajrte inferior hacia un nivpl de agua (38) mantenido por un control de nivel de agup (40). El control (40) í acciona pna válvula de descarga de agua (102) para que se mantenga el nivel (38) dentro del contenedor (98). Una conexión de salida de tubo (30) proporciona el transporte del agua lejos del separador preliminar (98). La mezcla que tiene el gas y el agua separada fácilmente retirados de la misma, fluye en un primer sistema separador (74) como el I descrito en la Figura 2. ' A medida que el agua se separa del contenido de petróleo de la mezcla dentro del sistema separador (74) fluye hacia abajo hacia la porción de recolección de parte (36A) y finalmente se drena hacia afuera de la conexión de tubo (30). El petróleo de la mezcla se mueve hacia arriba a través de la porción de recolección de petróleo (42) en donde se expone de nuevo a un campo electrostático por un segundo electrodo (60). El petróleo separado| se mueve a través de la salida de petróleo (56) y hacia un segundo sistema separador (64) y a través del contenedpr de entrada inclinado hacia abajo (10) que tiene un electrodo (16) en su interior. En el sistema separador (64), la mezcla es tratada como se ha descrito con referencia a la Figura 1, es decir, en un sistema separador básico de esta invención. Desde el contenedor de entrada (10), la mezcla, después de ser sometida al campo electrostático proporcionado por el electrodo (16), fluye hacia el contenedor separador (18), el agua siendo canalizada hacia abajo hacia jla porción de recolección de agua (36) en donde se mezcla con el agua que se drena de las porciones de recolección de agua (36A) del sistema separador (74) y pasa fuera del sistema a través de una salida de tubo (30). El petróleo que pasa fuera del contenedor de entrada (10) se canaliza hacia arriba a través de la porción de recolección de petróleo (42) y hacia afuera a través de la conexión de brida de salida (28), todo en la manera que se describe con referencia a la Figura 1.

La Figura 8 es una ilustración de cómo el sistema i separador único de esta invención se presta a una variedad de combinaciones, todas logradas con los conceptos básicos como se revelan en la Figura 1. En el sistema de la Figura 8, la mezcla se somete a un campo electrostático proporcionado por cuatro (4) electrodos. Para lograr una separación altamente eficaz del agua del petróleo contenido en la mezcla, la fuerza del campo elefctrostático de los electrodos sucesivos se puede aumentar debido a que cada uno está 'en una porción del sistema en donde el contenido de agualde la mezcla se ha reducido. Como ejemplo, mientras I i que los1electrodos (1¡5) y (60) del sistema separador (74) pueden estar aislados, los electrodos (16) y (60) del sistema separador (64) pueden estar sin aislamiento, es decir expuestos. Además, como se muestra en las figuras 10, 11 y 12!, se pueden usar diferentes configuraciones de electrodos para los electrodos (16) y (60) a fin de lograr el campo electrostático deseado, ¿or ejemplo, en la Figura 10, los electrodos (16A) están en forma de placas· paralelas. En la Figura 11, los electrodos (16B) están en la forma de miembros cilindricos concéntricos (16B), mientras que en la figura 12, un electrodo coaxial (16C) está en la forma de una varilla rodeada por un miembro cilindrico concéntrico (16D). |El segundo electrodo (60) puede tener cualquiera de las disposiciones transversales mostradas en las Figuras 10, 11 y 12.

Como se ha mencionado con referencia a la Figura 1, cada uno de los electrodos empleados en los sistemas separadores descritos en este documento es suministrado por un potencial de voltaje que puede ser un voltaje AC, un * voltaje DC, un voltaje AC rectificado o un voltaje AC que tiene frecuencias y formas de oleaje seleccionadas. Un formato de voltaje efectivo para su uso con los sistemas separadores electrostáticos de esta invención es un voltaje de frecuencia dual tal como se describe en dptalle en la patente de Estados Unidos No.- 6,860,979 titulada I "Coalescencia Electrostática de Frecuencia ¡Dual." Esta patente fue emitida el 1 de mayo de 2005, y se incorpora al presente por referencia. La figura 6 muestra un circuito básico revelado en esta patente por el que se aplica un voltaje de frecuencia dual al electrodo (16) del sistema separador (64). En este circuito de frecuencia dual, una fuente de voltaje trifásico (104) se aplica a un rectificador (106) para producir un voltaje en una vía de transmisión de DC (108). El voltaje de la via de transmisión de DC (108) suministra un modulador (110) que, por medio de señales alimentadas en los conductores (112), controla un pulsador (114) que proporciona un;voltaje AC de frecuencia seleccionable al primario (¡116) de un transformador (118). El secundario (120) del transformador (118) aplica voltaje entre la tierra (122) y un conductor (124) que suministra el voltaje que pasa a través del aislante (50) al electrodo (16). El circuito de la figura 6 proporciona un método para aumentar la separación de los componentes de petróleo y agua de una mezcla que fluye a través del contenedor de entrada (10), proporcionando una fuente de voltaje AC de una frecuencia fácilmente seleccionable F1 que se modula en intensidad a una frecuencia ¡seleccionada F2.

La Figura 13 ilustra una modalidad alternativa de la invención en comparación con la modalidad básica de la figura 1. En la figura 13, un contenedor de transición horizontal (126), típicamente en la forma, como se ilustra, i de una longitud de tubo, interconecta el contenedor de recolección de petróleo (42) con el contenedor de entrada (10). Una conexión en T (128) se extiende desde la parte inferior del contenedor de transición horizontal (126) y se conecta a la entrada del contenedor de recolección de agua (36). De este modo, el agua que se separa en el contenedor de entrada (10) y el contenedor de recolección de petróleo i (42) sedimenta en la parte inferior del contenedor de transición horizontal (126) y es drenada hacia afuera a través dp la conexión en T (128) hacia el contenedor de i : recolección de agua (36) al mismo tiempo que se encuentra con turbulencia ! iI i ;En los dibujos, las configuraciones básicas del separador de la presente invención se ilustran en las Figuras 1, 2, 3, 9 y 13. Los diferentes sistemas por los que este sistema separador se puede aplicar se ilustran en las Figuras 4, 5, 6, 7 y 8. Las figuras 5 y 6 ilustran específicamente cómo el sistema separador de la presente descripción se puede emplear en un sistema de desalinización en el que se utiliza agua de lavado. Es importante hacer énfasis en que las ilustraciones de cómo el sistema separador de la presente invención puede ser modificado en varias configuraciones, como se ejemplifica en las figuras 4 a 8, son solamente ejemplos y de ningún modo se ilustran como las únicas disposiciones mediante las cuales el sistema separador puede ser empleado.

Haciendo referencia ahora a la Figura 14, un primer contenedor separador (130) y un contenedor separador (132) están dispuestos uno sobre el otro, cada contenedor (130) siendo una pata o etapa de flujo ascendente que tiene la entrada de petróleo húmedo (14)-situada por debajo del electrodo (16) pero sobre el control de nivel de agua (40) (y por lo tanto sobre el nivel de agila (38)). La orientación de los contenedores (130), (132) puede variar de vertical a horizontal (véanse 1as figuras 15 a 15B) entre si. Una orientación vertical tijene ventajas logísticas y una orientación horizontal tien ventajas de flujo de fluido. La variación entre las dos orientaciones combina las ventajas de ambas orientaciones.

A medida que el petróleo húmedo entra a través de la entrada (14) del primer contenedor (130) por debajo del electrodo (16), el petróleo húmedo es sustancialmente inmediatamente afectado por el campo eléctrico. Las gotas de agua más grandes hacen coalescencia y fluyen hacia abajo hacia la porción de recolección de agua (26) antes de que el petróleo húmedo se encuentre con el electrodo (16). El ángulo del, contenedor (130) relativo a la horizontal (véase, por ejemplo, Figura 15) permite la eliminación contracorriente acelerada del agua coalescente hacia la i porción de recolección de agua (26). A medida que el i petróleo más seco fluye hacia arriba hacia la porción de recolección de petróleo (42) del contenedor (130), las gotas de agu'a más pequeñas hacen coalescencia y se separan en el flujo en contracorriente. El petróleo seco pasa desde la salida (20) del primer contenedor (130) e ingresa en la entrada (14) del segundo contenedor (132) por debajo del electrodo (16), en donde se repite el proceso de separación anterior. Cada contenedor (130), (132) está equipado con una salida de gas (70) por medio de la cual se puede transportar el gas separado del sistema, tal como a una instalación de recolección de gas, una bengala o similar. i |Una pluralidad de deflqctores (134) que están dispuestos paralelos enjtre si, se pueden proporcionar en la porción de recolección de agua 1(26) de cada contenedor i ; (130), (132). Los ' deflectores (134), que están' preferiblemente orientados en paralelo al eje del contenedor (130), (132) pueden ser deflectores verticales, horizontales, o en ángulo (véase figuras 19 a 21). Un deflector vertical disminuye el número de Rcynolds y, por tanto, la turbulencia del sisteina. Un deflector horizontal disminuye el número de Reynolds y la distancia de sedimentación. Sin embargo, una configuración horizontal aumenta el número de superficies en las que puede acumularse arena. Además, las gotas de petróleo separado deben cruzar el flujo del agua a fin de desplazarse hacia arriba y recombinarse con la fase de petróleo continua. Un deflector en ángulo, es decir, un deflector orientado entre 0 y 90 grados, tiene el potencial de combinar las ventajas de los deflectores verticales y horizontales, proporcionando distancias de sedimentación más cortas y un mayor ángulo de reposo para la arena. Las gotas de petróleo separado cruzan el flujo del agua en la pared en donde la velocidad de flujo es mínima.

Como se ilustra en las Figuras 16, ^18 y 24A y B, una unidad desgasificadora o de pretratamiento (136) puede estar conectada a la entrada (14) del primer contenedor separador (130). El pretratamiento evita que el exceso de gas entre en el contenedor (130) (y (132)), y reduce el volumen de la entrada de agua mediante el 'inicio de la eliminación de agua. En una modalidad preferida, la unidad de pretratamiento (136) es un separador centrífugo vertical PORTA-TEST NHIRLYSCRUB® V™ ( Cameron Corp. Process Systems, anteriormente National Tank Company Corp. , de Houston, Texas) o un separador centrífugo CONCEPT ICDrM (también de Cameron Corp. Process Systems, anteriormente National Tank Company Corp. , de Houston, Texas). La entrada tangencial en estos separadores centrífugos particulares promueve la eliminación'libre de gas e inicia la coalescencia libre de agua mediante la creación de un entorno de alta gravedad. Como se ilustra en las Figuras 24A y B, la unidad de pretratamiento (136) puede incluir una porción de recolección de agua (138).

Los experimentos realizados por los inventores en diversas configuraciones de un separador electrostático compacto hecho de acuerdo con esta invención han proporcionado ideas en cuanto a lo que funciona mejor. Las diferentes características de rendimiento dependen de si el flujo de petróleo-agua es ascendente o descendente. Por ejemplo, el flujo de petróleo-agua en la disposición de las Figuras 24A jy B es un flujo descendente en cada uno de los contenedores separadores, (130), (132) (con la unidad de pretratamiento (136) y los contenedores (130), (132) estando conectados a un solo soporte en la Figura 24B y controlados por un solo control de nivel). Con respecto a la fracción de entrada de agua, para las fracciones altas de agua (aproximadamente 30-70% BS y P), el flujo i ascendente arroja resultados superiores, mientras que para las fracciones moderadas de agua (aproximadamente 5-10% BS y P) el flujo descendente se comporta mejor. Con respecto a las fracciones de agua de salida, la configuración de flujo ascendente tiene un lílnite en la j cantidad de agua que se puede eliminar. El arrastre del petróleo que fluye hacia arriba evita que pequeñas cantidades de agua caigan en la porción de recolección de agua (36) del contenedor (130), (132), y esta configuración puede secar el petróleo sólo a I I fracciones moderadas. Sin embargo, con las fracciones moderadas de agua de entrada, uiia configuración de flujo j descendente puede producir petróleo con una fracción de I agua baja (<1%).

Con respecto a la téenica electrostática, AC es la única técnica apropiada en las configuraciones de flujo ascendente dados los flujos < Ile entrada de petróleo muy j húmedo. Además, el electrodo j(16) es preferiblemente un electrodo expuesto cuando el petróleo húmedo tiene una fracción alta de agua. Debido a que el flujo que entra en una configuración de flujo descendente es moderadamente húmedo, existe la posibilidad de usar técnicas AC, asi como de polaridad dual y de frecuencia dual, para lograr petróleos de salida muy secos. Como se ha discutido anteriormente en relación con la figura 6, un formato de voltaje efectivo para su uso con los sistemas separadores electrostáticos de esta invención es ud voltaje de frecuencia dual como se describe en detalle en la patente de Estados Unidos No. 6,860,979 titulada "Coalescencia Electrostática de Frecuencia Dual" e incorporada aqui como referencia. El flujo de entrada moderadamente húmedo también ofrece la oportunidad de utilizar un electrodo aislado (16).

Haciendo referencia ahora a las Figuras 22 y 23, se ilustra un separador electrostático compacto que combina las características más ventajosas de una con iguración de i flujo ascendente y de flujo descendente. El petróleo húmedo entra en la entrada (14) de un primer contenedor separador (130), que está en una configuración de flujo ascendente, por debajo del electrodo (16) y sobre el control del nivel de agua (40). Debido a la alta fracción de agua del petróleo húmedo, el electrodo (16) de la primera etapa es un electrodo expuesto se utiliza en combinación con la teenología AC. El electrodo (16) hace que las gotas de agua hagan coalescencia y caigan fuera de la mezcla de petróleo-agua en la porción de recolección de agua (36). Debido a la alta densidad del agua en relación con el petróleo y su baja viscosidad, la mayoría del agua puede caer fuera de la mezcla en la porción de recolección de agua (36). Sin embargo, en algún momento, la fuerza de arrastre de la mezcla de petróleo-agua de movimiento ascendente supera la capacidad restante del agua para moverse hacia abajo. Con la mayor parte del agua saliendo del extremo de salida de agua inferior (22) del primer contenedor (130), un petróleo moderadamente seco sale del extremo de salida de petróleo i superior ;(20) del contenedor (130) e ingresa en la entrada (14) a un segundo corjitenedor separador (132), que está configuración de flujo descendente.

I El petróleo moderadamente seco entra en el segundo contenedor (132) aproximadamente igual que el electrodo (60). El electrodo de la segunda etapa (60) realiza la misma función que la del electrodo de la primera etapa (16). El electjrodo (60) ipuede ser un electrodo aislado y utilizarse en combinación con téeniqas de AC o de polaridad dual y frecuencia dual.^Con el impulso del agua y la mezcla estando en la misma dirección, el arrastre en la mezcla de petróleo-agua se reduce y mucho más del agua restante puede caer hacia afuera en la porción de recolección de agua (36) del seigundo contenedor (132). Esta agua sale en el extremo de salida de agua inferior (22) y el petróleo casi seco sale desde el extremo de salida de petróleo superior (20). Nótese que debido a que el extremo de salida de petróleo superior (20) del primer contenedor (130) y la entrada (14) del segundo contenedor (132) están ambos en los extremos superiores de los contenedores (130), (132), esta configuración ocupa menos espacio que los sistemas ilustrados, por ejemplo, en las Figuras 14 y 15.

Los estudios de laboratorio demuestran que la adición de reactancia al transformador (118) (véase la Figura 6) es beneficiosa. De los datos de laboratorio preliminares, cuando la reactancia absorbe aproximadamente de 5 a 70% del voltaje de entrada, está llevando a cabo dos funciones. En primer lugar, limita tanto el número como la longitud de los cortocircuitos de arco. Esto tiende·a aumentar el voltaje aplicado sobre el electrodo (16) y a producir más coalescencia. En segundo lugar, los ajustes de voltaje causados por la respjuesta de arco inducen una modulación de voltaje. Esta modulación de voltaje mejora la coalescencia de las gotas de agua de diferente tamaño, lo que conduce a una mejor separación. La combinación de estas dos propiedades mejora la calidad tanto del petróleo como del agua (véanse las Tablas 1 y 2).

Tabla 1. Efecto de la Reactancia Añadida sobre la Calidad del Petróleo y el Agua * Valores promediados + Sólo una muestra 3000 voltios y 7500 voltios Tabla 2. Efecto de la Reactancia Añadida y de No Deflectores en el Segundo Contenedor Separador sobre la Calidad del Petróleo y el Agua Haciendo referencia ahora a lds Figuras 25 y 26, se proporciona una Salida de petróleo adicional (20a) que direcciona un petróleo lo suficientemente seco para satisfacer las necesidades de un :usuario en una trayectoria de petróleo seco que omi[te el segundo contenedor separador (132). ' Figura125, el petróleo húmedo (aproximadamente de H20) ingresa en la entrad'a (14(D) del primer contenedor separador (130) y el petróleo seco (alrededor de <1% de ¾0) sale en el extremo superior del contenedor (130) a travjés de la salida (20a). El balance del petróleo medio ¡seco o moderadamente seco (alrededor de 5-10% de H20) sale por la salida (20B) y entra en la entrada (14<2)) del segundo contenedor separador (132). El petróleo seco sale entonces del segundo contenedor (132) través de la salida (20D) y a lo largo de la trayectoria del petróleo seco (142). Preferiblemente, se controla el flujo a través de la salida (20A) para asegurar que cualquier petróleo que exceda los requerimientos del usuario no se direccione a través de la salida (20A') (omitiendo asi el segundo contenedor (132)). Lo mismo es válido para la salida (20D)· En la Figura 26, el primer contenedor separador (130), que es un contenedor de flujo ascendente, incluye dos salidas adicionales (20A) y (20B). Preferiblemente, la salida (20B) se encuentra en cercana proximidad a la entrada de petróleo húmedo (14). A medida que el petróleo húmedo pasa a través de la entrada (14(D) Y entra en el primer contenedor separador (130), una porción del petróleo húmedo se desvia a la salida (20B) y a la entrada (14(2)) del segundo contenedor separador (132), que es también un contenedor de flujo ascendente. El petróleo seco que cumpla con los requisitos del usuario sale a través de la salida adicional (20A) situada en el extremo superior del ! contenedor (130) y se desplaza a lo largo de la trayectoria (142).

I El segundo contenedor separador (132) convierte el petróleo húmedo .del primer contenedor (130) a un petróleo a medio húmedo, que sale del segundo contenedor (132) través de la salida (20D) y se desplaza a lo largo de la trayectoria de petróleo de medio húmedo (144)4 a la entrada (14(3B)) de un contenedor separador adicional o tercero (140). El contenedor (240) es un contenedor de flujo descendente sustancialmente similar en estructura a la de los contenedores (130), (132) como se ilustra en, por ejemplo, las Figuras 24A y B. El petróleo medio o moderadamente húmedo que pasa a través de la salida (20c) del primer contenedor (130) también se desplaza a lo largo de una ¡ oria de petróleo medio húmedo (144) a la entrada i de un tercer contenedor (140). Después, el | j petróleo seco sale a través de lja salida (20E) del tercer contenedor (140) y se desplaza a lo largo de la trayectoria de petróleo seco (142), Si bien la invención ha sido descrita con un cierto grado de particularidad, es evidente que se pueden hacer muchos cambios a los detalles de construcción y a la disposición de los componentes ¡sin apartarse del espíritu y alcance de esta descripción. Se entiende que la invención no está limitada a las modalidades expuestas en el presente documento para fines de ejemplificación, sino que ha de estar limitada solamente por el alcance de las reivindicaciones adjuntas, incluyendo todo el rango de equivalencia al que cada elemento de las mismas tiene derecho .

Claims (20)

54 REIVINDICACIONES

1. Un aparato para separar el agua de una mezcla de agua-y-petróleo, que co pre’nde: un primer (64) y un segundo (66) contenedor separador alargado, cada uno de dicho primelo y segundo contenedor separador alargado tiene en su extremo superior una porción de recolección de petróleo (42) qúe incluye un electrodo (60) y una porción de recolección de agua (36) en su extremo inferior; ¡ cada uno de dichos primer (64) y segundo (66) contenedor separador alargado tiene una entrada que se encuentra situada en relación con el electrodo del contenedor separador alargado para proporcionar una dirección de flujo predeterminada dentro del contenedor separador alargado de una mezcla de agua-y-petróleo que ingresa en el contenedor separador alargado; dichos primer (64) y segundo (66) contenedor separador alargado estando cada uno orientado en un plano inclinado respecto a un plano horizontal; la mezcla de agua-y-petróleo que entra en cada una de dichos primer (64) y segundo (66) contenedor separador alargado se somete a un campo eléctrico.

2. Un aparato de conformidad con la reivindicación 1, dicho primer separador alargado está a i una elevación diferente que la de dicho segundo contenedor separador alargado.

3. Un aparato de conformidad con la reivindicación 1, la dirección de flujo predeterminada dentro de dicho primer contenedor separador alargado es diferente de la dirección dentro de dicho segundo contenedor separador alargado. i

4. Un aparato de conformidad con la reivindicación 1, que además comprende el electrodo en al menos uio de dichos primer y segundo contenedor separador I ; alargadp estando en relación de circuito con una fuente de i voltaje AC. i ' |

5. Un aparato de conformidad con la reivindicación 1, que además comprende el electrodo en dicho primer contenedor separador alargado estando en relación de circuito con una fuente de voltaje en un potencial más bajo que una fuente de voltaje en relación de circuito con el electrodo en dicho segundo contenedor separador alargado.

6. Un aparato de conformidad con la reivindicación 1, que además comprende una fuente de tensión en relación de circuito con al menos uno de los electrodos que incluye reactancia.

7. Un aparato de conformidad con la reivindicación 1, que además comprende el electrodo en dicho primer contenedor separador alargado siendo un tipo diferente de electrodo que el electrodo en dicho segundo contenedor separador alargado.

8. Un aparato de conformidad con la reivindicación 1, que además comprende al menos uno de dichos primer y segundo contenedor separador alargado que incluye una pluralidad de deflectores dispuestos en paralelo entre si en la porción de recolección de agua inferior del contenedor separador alargado.

9. Un aparato de conformidad con la i reivindicación 8, que además comprende cada ¡deflector en | dicha pluralidad de deflectores siendo un deflector seleccionado del grupo que consiste de un deflector horizontal, un deflector vertical, y un deflector en ángulo.

10. Un aparato de conformidad con la reivindicación 1, que además comprende una unidad desgasificadora conectada a la entrada de dicho primer contenedor separador alargado.

11. Un método para separar agua de una mezcla de agua-y-petróleo, el método comprende los pasos de: (a) dejar fluir la mezcla de agua-y-petróleo en un primer ;contenedor separador alargado, el primer contenedor separador alargado estando orientado en un plano inclinado y teniendo un electrodo situado hacia su extremo superior; (b) hacer pasar la mezcla de agua-y-petróleo a través de !un campo eléctrico del primer contenedor separador alargado en donde el agua en la mezcla de agua-y-petróleo hace coalescencia y un primer fluido predominante de agua fluye hacia abajo; (c) hacer fluir una porción de un primer fluido predominante de petróleo fuera de una salida del primer contenedor separador alargado y hacia una entrada de un segundo contenedor separador alargado, el segundo contenedor separador alargado estando orientado en un plano inclinado y teniendo un electrodo situado hacia su extremo superior; y ¡ (d) hacer pasar la porción del primer fluido predominante de petróleo a través de un campo eléctrico del segundo contenedor separador alargado en donde el agua en la porción del primer fluido predominante de petróleo hace coalescencia y un segundo fluido predominante de agua fluye hacia abajo. j í

12. Un método e conformidad con la reivindicación 11, la entrada al primer contenedor separador alargado y el segundo contenedor separador alargado está ubicada en relación con el electrodo para proporcionar una dirección de flujo predeterminada de la mezcla de agua-y-petróleo a medida que la mezcla de agua-y- petróleo!ingresa en el contenedor separador, la dirección, del flujo siendo una dirección de flujo seleccionada del grupo que consiste de una dirección de flujo ascendente y una dirección de flujo descendente.

13. Un método conformidad con la reivindicación 11, la porción del primer fluido predominante de petróleo que fluye fuera de la salida del primera contenedor separador alargado y hacia la entrada del segundo contenedor separador alargado es una porción seleccionada del grupo que consiste de una porción de petróleo húmedo y una porción de petróleo medio húmedo.

14. Un método de conformidad con la reivindicación 11, que además comprende el paso de: (e) permitir que una segunda porción del primer fluido predominante de petróleo salga de una salida del primer contenedor separador alargado y omita el segundo contenedor separador alargado.

15. Un método según la reivindicaóión 11, que además comprende los pasos de: | (f) después de dicho paso (a), permitir que una porción de la mezcla de agua-y-petróleo salga de manera sustancialmente inmediata de una salida del primera contenedor separador alargado y fluya hacia una entrada de un contenedor separador alargado adicional, el contenedor separador alargado adicional estando orientado en un plano inclinado y teniendo un electrodo situado hacia su extremo superior; y (g) hacer pasar la porción de la mezcla de agua-y-petróleo a través de un campo eléctrico del contenedor separador alargado adicional con lo cual el agua en la porción de agua-y-petróleo hace coalescencia y un tercer fluido predominante fluye hacia abajo.

16. Un método de conformidad con la reivindicación 16, la entrada al contenedor separador alargado adicional está ubicada con relación al electrodo para proporcionar una dirección de flujo predeterminada de la mezcla de petróleo-y-agua a medida que la mezcla de petróleo-y-agua entra en el contenedor separador alargado adicional, la dirección de flujo siendo una dirección de flujo seleccionada de entre el grupo que consiste de una dirección de flujo ascendente y una dirección de flujo ! descendente.

17. Un método de conformidad con la reivindicación 16, que además comprende el paso de: j (h) hacer fluir una porción de un tercer fluido ¡ ; predominante de petróleo de unja salida del contenedor separador alargado adicional y hacia una entrada del * segundo contenedor separador alargado.

18. Un método de conformidad con la reivindicación 12, que además comprende el paso de hacer fluir la mezcla de petróleo-y-agga a una unidad de pre- I separacic^n antes de dicho paso (a).

19. Un método de j conformidad con la reivindicación 11, al menos uno del primer flujo predominante de agua y el segundo flujo predominante de agua pasa a través de una pluralidad de deflectores.

20. Un método de conformidad con la reivindicación 11, el electrodo de los primer y segundo contenedor separador alargado está cada uno en relación de circuito con una fuente de voltaje a un potencial diferente que la otra fuente de voltaje.