MX2014002160A - Proceso de recuperacion de hidrocarburos en operaciones de tratamiento de crudo con corte de agua elevado y de recuperacion de crudo a partir de aguas congenitas en pozos petroleros. - Google Patents

Abstract

Se describe un proceso en sitio, en línea continua, de recuperación de hidrocarburos provenientes de flujos operaciones de tratamiento de crudo con cortes elevados de agua y proveniente de aguas congénitas, relacionados con flujos resultantes o retornos de operaciones de estimulación ácida y no-ácida de pozos petroleros, de operaciones de reparaciones de pozos petroleros y de limpiezas de pozos petroleros.

Description

PROCESO DE RECUPERACIÓN DE HIDROCARBUROS EN OPERACIONES DE TRATAMIENTO DE CRUDO CON CORTE DE AGUA ELEVADO Y DE RECUPERACIÓN DE CRUDO A PARTIR DE AGUAS CONGÉNITAS EN POZOS PETROLEROS CAMPO TÉCNICO DE LA INVENCIÓN La presente invención está relacionada con medios y procesos para la recuperación de hidrocarburos de petróleo y más concretamente con procesos de tratamiento de crudo con corte elevado de agua y de recuperación de crudo a partir de aguas congénitas en pozos petroleros; tratamiento de retornos de estimulaciones ácidas y no-ácidas de pozos petroleros para elevar la productividad de los mismos y procesamiento de crudo de petróleo pesado y semipesado en operaciones de deshidratación y desalación.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN En el arte conocido, actualmente Petróleos Mexicanos (PEMEX), realiza muchos esfuerzos para elevar la producción petrolera nacional, aplicando diversos métodos; entre estos se encuentran los procesos de recuperación de hidrocarburos en operaciones de tratamiento de crudo con corte de agua elevado y de recuperación de crudo a partir de aguas congénitas en pozos petroleros que pueden ser necesarias, tanto cuando se efectúa una estimulación ácida o no-acida en el pozo, o bien se requieran operaciones de deshidratación o de desalación del crudo, operaciones que dependerán de las características y condiciones bajo las cuales se encuentra el crudo almacenado en las formaciones del subsuelo o los tratamientos administrados a los pozos. i La mayor parte de producción del petróleo crudo requiere tratamiento para quite del agua, sales y otros contaminantes antes de la transmisión a la refinería. Hay varios tipos de contaminantes que pueden existir en el petróleo crudo incluso: Los Contaminantes Suspendidos Libres como el agua y arena que existen en el crudo en una forma libre. Los contaminantes son llevados y sostenidos en la suspensión por la turbulencia de la corriente. La reducción de la velocidad de flujo permite a estos contaminantes ser fácilmente separada.

Los Contaminantes Emulsionados describen el agua y BS&W que son fuertemente atrapados en el crudo en una forma emulsionada. El retiro de estos contaminantes puede requerir de una variedad de tratamientos incluso sustancias químicas, calefacción, coalescencia, etc.

Los Contaminantes Disueltos pueden ser la cera o el betún que son disueltos en el crudo. El retiro de estos contaminantes tambien puede requerir de una variedad de tratamientos incluso sustancias químicas, calefacción, coalescencia, etc.

Deshidratación del crudo. La deshidratación de crudos es el proceso mediante el cual se separa el agua asociada con el crudo, ya sea en forma emulsionada o libre, hasta lograr reducir su contenido a un porcentaje igual o inferior al 1 % de agua.

Agua congénita. El agua congénita es agua salada que se encuentra en los intersticios de la roca, asociada a la explotación de hidrocarburos. En México, durante 2002, en la explotación de petróleo crudo y gas natural, se produjeron 12.09 millones de metros cúbicos de agua congénita, de los cuales se reinyectó el 86.4%.

Tratamiento de aguas congénitas. En México el agua congénita se utiliza en la recuperación secundaria, por lo que se debe someter a un tratamiento de “limpieza”. Considerando las características la composición del subsuelo en la zona donde se realizará la inyección del agua tratada, se identificaron los contaminantes cuya remoción es indispensable. En primer lugar, para evitar el fenómeno de colmatación, se necesita remover completamente los sólidos suspendidos así como los compuestos que generan el agua calcárea.

Agua Libre. El agua libre, se separa fácilmente del crudo por acción de la gravedad, tan pronto como la velocidad de los fluidos sea la indicada.

Emulsiones. La otra parte del agua está combinada con el crudo en forma de emulsión de gotas de agua dispersadas en el aceite. Las emulsiones se pueden reducir eliminando la turbulencia y removiendo el agua del aceite lo más pronto posible.

Métodos de deshidratación. Existen diversos métodos para realizar ia deshidratación del petróleo. En general, se usa una combinación de los métodos térmicos y químicos con uno mecánico o eléctrico para lograr la deshidratación efectiva de la emulsión. La deshidratación del crudo nos permite evitar que: a) El agua cause corrosión en tanques y oleoductos. b) Aumento en el costo de transporte del petróleo. c) Mayor gasto de los equipos debido al manejo de un volumen más grande.

Sedimentación y deshidratación. Es el método más simple, consiste en la utilización de la fuerza de gravedad para que las gotas puedan sedimentarse. Se llenan tanques con petróleo y se le deja estático para la sedimentación, posteriormente se le aplica calentamiento y un desemulsificante. Con ayuda de deflectores se realiza la desgasificación y se evita que vuelvan a surgir emulsiones.

Tratamiento térmico. El tratamiento por calentamiento consiste en el calentamiento del crudo mediante equipos de intercambio de calor. En este método se le aplica calor a la emulsión para reducir la tensión superficial y poder romperla aumentado la solubilidad, reduciendo la viscosidad, lo que promueve la separación por gravedad. Esto acelera la velocidad de los desemulsificantes, así como la expansión y gasificación de agua debido al gradiente de temperatura.

Tratamiento eléctrico. Involucra la utilización de un campo eléctrico con el propósito de que las gotas se muevan a los electrodos y caigan por gravedad; esto sucede porque las partículas son atraídas entre si cuando se forma un campo eléctrico de alto voltaje, estos procesos son poco rentables, pues requieren de mayor temperatura y presión que los procesos químicos.

Tratamiento químico. El tratamiento químico consiste en aplicar un producto desemulsionante, el cual debe ser inyectado tan temprano como sea posible a nivel de superficie o en el fondo del pozo. Esto permite más tiempo de contacto y puede prevenir la formación de emulsión y permite la acción de la gravedad para que se formen y separen las capas de líquidos.

En todos los casos del arte conocido, por ser necesario acondicionar los flujos provenientes del pozo, se inyectan a alta presión, diferentes productos químicos, con el objeto de aplicar una limpieza profunda y liberar las obstrucciones causantes de la baja producción del pozo. Estos productos químicos, una vez que reaccionan químicamente con la formación, son liberados a la superficie por la misma presión del pozo, junto con cantidades significativas de agua almacenada y liberada o bien proveniente de aguas congénitas, que dependerá de las características y condiciones bajo las cuales se encuentra el crudo almacenado en las formaciones del subsuelo o los tratamientos administrados a los pozos, ocurriendo lo siguiente: 1.- Los productos químicos inyectados ya gastados e hidrocarburos contaminados, incluyendo grandes cantidades de agua, son recibidos en un separador bifásico, que separa gas y líquido. El gas se recupera y se envía a proceso a la batería y los líquidos obtenidos, que son una mezcla de productos químicos gastados + hidrocarburos contaminados, son enviados a una presa metálica y luego con carros tanques son enviados para su reinyección en un pozo letrina. 2.- Una vez que se haya desplazado todo el volumen de los productos químicos inyectados, se inicia el aporte del pozo de un volumen de hidrocarburos contaminados. Este hidrocarburo no puede ser enviado al proceso normal a una batería de deshidratación y desalado, porque no tiene los parámetros físico-químicos ajustados: pH=7 y bajo nivel de emulsión. 3.- Toda la producción de hidrocarburos obtenida despues del proceso de estimulación, es enviada a presas metálicas y luego con camiones pipas son enviadas a su reinyección a un pozo letrina. Esta situación se mantiene, hasta en tanto y de forma natural, se ajustan los parámetros fisicoquímicos. El proceso para que el pozo, regrese a aportar hidrocarburo no contaminado puede tardar varios días.

ARTE PREVIO CONOCIDO No.1.

Actualmente MiSWACO, una empresa petrolera, propone una solución para el tratamiento y recuperación de hidrocarburo mezclado con agua. La empresa petrolera, tenía problemas para el manejo de las emulsiones aceitosas muy estables y que se generaban diariamente. Estas emulsiones estables no podían separarse o tratarse por los métodos tradicionales. Otro problema inherente, era que la capacidad de los tanques era en su momento limitada y diariamente se tenían que tratar 8,000 barriles de hidrocarburos. La solución planteada por MiSWACO, involucraba un proceso para tratar todo el volumen de emulsiones aceitosas, para que como resultado, se separaran agua, aceite y sólidos, de tal forma que el hidrocarburo, se pudiera enviar a comercialización y el agua al tratamiento regular. El proceso recomendado y utilizado por MiSWACO, fue el siguiente: 1.- Durante la primera fase del proceso, la mezcla de hidrocarburo, se calentó a más de 90°C. 2.- Se procesó la mezcla en una centrífuga de decantación 518, alcanzando una elevada fuerza G, esto para extraer las partículas sólidas más grandes. 3.- La emulsión y los finos se llevaron a un poderoso separador trifásico, de alta velocidad, donde se separaron el agua, el crudo y los sólidos restantes.

El resultado reportado por MiSWACO, se basa en que recuperaron más de 3,300 barriles de hidrocarburos, con agua y sedimentos <1%, en un período de 40 días.

COMENTARIOS SOBRE EL ARTE PREVIO CONOCIDO No 1.- El proceso propuesto y utilizado por la empresa MiSWACO, requiere para su aplicación un tiempo de 40 días. Es un proceso donde la mezcla hidrocarburo-agua, es almacenada en tanques. El proceso planteado por MiSWACO, requiere de un equipo de una etapa de centrifugado, que somete a la mezcla a una elevada fuerza G, para que se posibilite la separación sólido-líquido, ésta es una etapa del proceso muy complejo, que requiere de energía, equipos adicionales y mucho espacio para el arreglo de equipos. Finalmente el proceso utiliza un Separador Trifásico, para la separación agua, hidrocarburo y sólidos.

ARTE PREVIO CONOCIDO No.2.- Este arte previo conocido, relaciona el uso de un Separador a pie de pozo, para la separación de los fluidos. Esta invención recomienda el uso de una combinación de tanques desgasificadores y tanques de flotación para la separación posterior del remanente de gas, agua, aceite y sólidos.

Este separador, está integrado por un tanque cilindrico vertical con una entrada tangencial del fluido, con por lo menos una salida para aceite y gas en la parte superior del tanque, una salida para agua en la parte baja del tanque y una pared interior concentrica y una salida opcional para sólidos en la parte baja del tanque. En éste separador, se realiza una primera separación de las fases agua-aceite-gas. Esta invención incluye y recomienda, una serie de tanques desgasificadores y tanques de flotación, configurados en serie y en paralelo, para la subsecuente separación de fracciones de gas, que se encuentren entrampados en los líquidos obtenidos. En orden de mejorar la separación, se puede inyectar gas, antes de que la mezcla del fluido entre al separador. Mediante estos tanques desgasificadores y tanques de flotación se purifican los líquidos obtenidos para ser enviados a Refinerías u otros procesos.

COMENTARIOS SOBRE EL ARTE PREVIO CONOCIDO NO.2.- La invención del arte previo presentada, es un proceso que está integrado por una combinación de separadores y tanques para la recepción de los flujos directamente del pozo. El gas de la formación, que se recibe en la superficie, no se separa de forma inmediata, se recupera de forma combinada con el aceite y subsecuentemente logra su separación por etapas, al integrar los tanques desgasificadores y tanques de flotación. Ello requiere de tiempos de residencia prolongados y espacio, así como de un complicado dispositivo de equipo en planta, factores todos que inciden en el costo de operación.

EL PROCESO DE LA PRESENTE INVENCIÓN TIENE LAS SIGUIENTES VENTAJAS SOBRE EL ARTE ANTERIOR: 1.- El proceso de la presente invención, ofrece un tratamiento en línea para todo el flujo proveniente del pozo. Las etapas de este proceso, se desarrollan de forma dinámica, permitiendo que el fluido sea acondicionado, separado y enviado en el menor tiempo posible a Batería. 2.- Los sólidos suspendidos, que tiene la mezcla de fluidos provenientes del pozo, son separados de forma rápida al ingresar al separador trifásico y enviados, recolectados y enviados a través de tuberías para su confinamiento final. Esta etapa de retención de sólidos no requiere de equipamiento especial para la separación y confinamiento final. 3.- El proceso de acondicionamiento térmico y la separación de fases, se plantean en la presente invención como procesos consecutivos, de tal forma que al ingresar al Separador Trifásico, el fluido ya se encuentra acondicionado para que la separación de fases se lleve a cabo de forma eficiente. El gas se separa de igual forma y es enviado por tubería independiente hacia Batería para posterior proceso. El agua y el aceite son separados por diferencia de densidades y son enviados a cámaras de almacenamiento diferentes y por presiones son desalojados por tuberías independientes. 4.- El tiempo de residencia del fluido de los materiales en todo el proceso, a partir de la salida del pozo, es de aproximadamente de 8 a 9 minutos, en éste tiempo se tiene la separación de fases Gas-Aceite-Agua-Sólidos.

DIFERENCIA ESPECIFICA EN CADA EFECTO TÉCNICO DESVENTAJAS DEL ARTE PREVIO 1.- El arte previo No.1, ofrece el proceso general en tres etapas separadas: Calentamiento, Centrifugado y Separación. Esto necesariamente requiere de más equipo de apoyo, para el envío de todo el hidrocarburo tratado a Batería. 2.- El arte previo No.1, presenta tiempos de proceso muchos más prolongados. Dependen de trasiegos de los fluidos de un equipo a otro. 3.- En el arte previo No.2, la separación de las fases en su primera etapa es parcial, los líquidos son separados junto con fracciones de gases. Esto presenta un proceso no completo, que se tiene que definir con equipos de separación subsecuentes. 4.- Para que se mejore la separación, esta invención del arte previo recomienda la inyección de gas, el cual se recupera en parte, en la etapa posterior de separación. 5.- Para que el proceso de separación de los fluidos que provienen del pozo, sea completa, el arte previo No.2, recomienda una serie de separadores posteriores, que pueden ser configurados en serie o en paralelo y que convierten al proceso de ésta invención del arte previo en complejo y poco funcional.

DIFERENCIAS ENTRE EL PRESENTE INVENTO Y EL ARTE PREVIO MÁS CERCANO. VENTAJAS DEL ARTE DE LA PRESENTE INVENCIÓN 1.- El proceso de la presente invención ofrece, a partir de una modalidad de configuración de equipo integrado sobre una plataforma móvil, la posibilidad de poder aplicar un tratamiento en sitio para la recuperación de hidrocarburos contaminados. 2 - Integra en línea, cuatro puntos de inyección de químicos y toma de muestra (mezclador), para el acondicionamiento del hidrocarburo contaminado. Es además, un sistema automatizado para el ajuste de pH. 3. -Integra en línea un punto de inyección de chorro de agua para el lavado del hidrocarburo, solubilizando los ácidos contenidos en el fluido y permitiendo un ajuste rápido del pH general del fluido. 4.- Integra un sistema de recirculación en línea. La primera etapa de recepción de los productos químicos no polares mezclados con hidrocarburos contaminados son enviados a una presa metálica para complementar su proceso de ajustes de parámetros. El flujo de hidrocarburo contaminado es ajustado en línea y enviado a batería. De forma paralela, los productos químicos no polares ya tratados, se integran en el flujo de los hidrocarburos tratados para su envío a batería.

VENTAJAS DE LA PRESENTE INVENCIÓN 1.- La alineación del pozo intervenido a batería se efectúa de forma rápida, iniciándose la entrega de la producción del pozo, en un tiempo más corto. Esto favorece elevar el factor de disponibilidad de planta. 2.- El proceso de recuperación de hidrocarburos que se plantea, es un proceso móvil, de aplicación superficial y en línea y por tanto se puede aplicar a cualquier pozo petrolero, para casos de estimulaciones ácidas o no-ácidas, reparaciones de pozos petroleros y limpiezas de pozos petroleros, tratamiento de crudo pesado y semi-pesado (deshidratación y desalado), tratamiento de crudo con corte de agua elevado y recuperación de crudo a partir de aguas congénitas. 3.- El mezclador utilizado en el proceso de recuperación de hidrocarburos, permite tener un control sobre el acondicionamiento del fluido a tratar. Permite acondicionar el flujo para su deshidratación y desalado.- 4.- El anillo de recirculación, permite la recuperación de los productos químicos gastados, como fase oleosa y que finalmente se tiene la oportunidad de reinyectarlos y ser enviados a baterías junto con los hidrocarburos tratados, para su comercialización. 5.- El proceso ofrece la vía adecuada para aplicar un flujo de agua limpia y solventes, según sea el caso, lo que permite aplicar lavados y recuperar y solubilizar entidades químicas específicas. 6.- Se recupera toda la producción de hidrocarburos contaminados y todos los productos químicos no-polares utilizados en el proceso de estimulación, con esto se eleva la producción petrolera diaria y se reduce la producción diferida. 7.- Como todo el volumen de hidrocarburos contaminados y productos químicos gastados se recuperan y se integran a la producción, se favorece la protección al medio ambiente, reduciendo la contaminación de los mantos freáticos.

DESVENTAJAS ADICIONALES DEL ARTE ANTERIOR 1.- El arte previo ofrece tiempos de alineación a batería mucho más largos, porque tiene que esperar que el pozo se limpie completamente; esto es, que el hidrocarburo no se encuentre contaminado, para entonces alinear a batería. Esto se evita con nuestro tratamiento que se efectúa in situ y en línea. 2.- Durante el proceso de recepción de los retornos desplazados por el pozo después de la estimulación, toda la producción se envía a presas metálicas y luego a pozos letrinas, esto significa muchos viajes de los camiones pipas, aumentando por tanto los riesgos de accidentes en la carretera y requiriendo más personal operativo en pozo y más costos de operación. Esto se evita con nuestro tratamiento que se efectúa in situ y en línea. 3.- Toda la producción generada durante el proceso post-estimulación se envían a pozo letrina; esta situación se mantiene hasta en tanto los hidrocarburos contaminados que desplaza el pozo se ajustan sus parámetros fisicoquímicos.

Esto se evita con nuestro tratamiento que se efectúa in situ y en línea. 4.- Como toda la producción de hidrocarburos contaminados y ácidos gastados se envían a pozo letrina, existe un impacto ambiental importante que puede contaminar los acuíferos en el subsuelo. Esto se evita con nuestro tratamiento que se efectúa in situ y en línea.

CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LOS PRINCIPALES EQUIPOS DE LA CONFIGURACIÓN NO.2 DE LA PRESENTE INVENCIÓN SEPARADOR DE AGUA LIBRE (FREE WATER KNOCKOUT).- Es un separador, que se utiliza cuando se tiene una mezcla de fluidos provenientes del pozo y que contiene alto porcentaje de agua libre. El agua libre, favorece la formación de emulsiones estables y por consiguiente dificulta la separación posterior del hidrocarburo. En una primera etapa el FWKO, separa toda el agua libre presente en la mezcla. Este equipo opera a bajas presiones y el desplazamiento del gas se efectúa en la parte superior del tanque y el desplazamiento del aceite y del agua se produce por efectos de niveles a partir de flotadores que actúan sobre válvulas despachadoras.

SEPARADOR TRIFÁSICO.- Es un separador de fases, que se utiliza como primera opción, es el más conocido y efectivo. La separación de las fases se lleva a cabo por diferencias de densidades y los resultados son muy satisfactorios. El gas se desaloja por la parte superior del tanque y su desfogue es controlado por una válvula automatizada. La siguiente fase en separarse es el aceite que ocupa la parte superior del líquido que entra en el tanque. El aceite forma una capa de aproximadamente 2” de espesor y se envía a la cámara de aceite por desbordamiento. Con la utilización de flotadores y válvulas neumáticas son despachados tanto el aceite como el agua de cada cámara, la presión del gas dentro del cilindro, favorece el desalojo de los líquidos.

TRATADOR CON CALOR (HEATER TREATER). Es un equipo de mucha utilidad en la Industria Petrolera, porque integra el desempeño de 3 equipos en 1: Separador de Agua Libre (Free Water Knockout), Calentador Fuego directo (Line Heater) y Separador Trifásico. Por consiguiente, es de esperarse que al utilizar el Heater Treater, es posible eliminar las emulsiones de forma rápida, en la mayoría de los casos con la ayuda de productos químicos (Anti-Emulsionantes). Este equipo opera a bajas presiones y el desplazamiento del gas se efectúa en la parte superior del tanque y el desplazamiento del aceite y agua se produce por efectos de niveles a partir de flotadores que actúan sobre válvulas despachadoras.

Los inventores de la presente invención desarrollaron una serie de experimentos, pruebas y ensayos que produjeron un PROCESO DE RECUPERACIÓN DE HIDROCARBUROS EN OPERACIONES DE TRATAMIENTO DE CRUDO CON CORTE DE AGUA ELEVADO Y DE RECUPERACIÓN DE CRUDO A PARTIR DE AGUAS CONGÉNITAS EN POZOS PETROLEROS, con base en una modalidad de configuración de equipo, que es de suma importancia en la parte de la ingeniería en la que queda comprendida la invención.

Este es un proceso en línea novedoso que se aplica en sitio durante las estimulaciones acidas y no-ácidas, en operaciones de reparaciones y limpiezas de pozos petroleros, recibiendo y tratando, todos los retornos de productos químicos gastados e hidrocarburos contaminados desplazados hacia la superficie (incluyendo cortes elevados de agua y de aguas congénitas), enviándolos, de forma rápida a batería, para su procesamiento y comercialización. Mediante este proceso, los productos químicos gastados, son separados como polares y no-polares, recuperando los productos químicos no-polares y reintegrándolos a proceso, para que se mezclen con el hidrocarburo que está listo para su comercialización.

El solicitante de la presente ha desarrollado un proceso que se aplica en línea y recupera la totalidad de los hidrocarburos contaminados y de los productos químicos no-polares inyectados, el tiempo de espera es mínimo para alinear el pozo a batería y poder enviar a proceso la producción de hidrocarburos tratados, por tanto el factor de disponibilidad de planta no es afectado por los trabajos de estimulación. La totalidad de los hidrocarburos contaminados generados y los productos químicos no-polares inyectados son recuperados y enviados a batería para su procesamiento y comercialización. El proceso de la presente solicitud contribuye a mejorar el medio ambiente, porque evita el envío a pozo letrina de hidrocarburos contaminados y productos químicos gastados.

OBJETIVOS DE LA INVENCIÓN Es un objetivo principal de la presente invención el de proporcionar un proceso en línea para la recuperación de hidrocarburos en operaciones de tratamiento de crudo con corte de agua elevado y de recuperación de crudo a partir de aguas congenitas en pozos petroleros con base en una modalidad preferida de etapas de proceso.

Es un objetivo más de la presente invención el de proporcionar un proceso en línea para la recuperación de hidrocarburos en operaciones de tratamiento de crudo con corte de agua elevado y de recuperación de crudo a partir de aguas congénitas, con base en una modalidad preferida de configuración de equipo de proceso.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Para una mejor comprensión de la presente invención, ésta se describe con base en una modalidad preferida ilustrada en las figuras que acompañan a esta descripción y en donde: La Figura 1 , es una vista convencional de un diagrama de etapas del proceso de recuperación de hidrocarburos en operaciones de tratamiento de crudo con cortes elevados de agua y proveniente de aguas congénitas de la presente invención, así como de operaciones de estimulaciones ácidas y no-ácidas de pozos petroleros; de operaciones de reparación de pozos petroleros y de operaciones de limpiezas de pozos petroleros y tratamiento de crudo pesado y semi-pesado (deshidratación y desalado), que se realizan con base en una modalidad preferida de configuración de equipo de proceso.

La Figura 2 es una vista convencional del diagrama de flujo del proceso de recuperación de hidrocarburos en operaciones de tratamiento de crudo con cortes elevados de agua y proveniente de aguas congénitas de la presente invención, así como de operaciones de estimulaciones ácidas y no-ácidas de pozos petroleros; de operaciones de reparación de pozos petroleros y de operaciones de limpiezas de pozos petroleros y tratamiento de crudo pesado y semi-pesado (deshidratación y desalado), que se realizan con base en una modalidad preferida de configuración de equipo de proceso, mostrando los equipos principales y algunos detalles menores de los mismos.

MODALIDAD PREFERIDA DE LA INVENCIÓN La presente invención se describe con base en una modalidad preferida en la que: Es de entenderse que la invención no se limita en su aplicación a los detalles de la construcción y la disposición de los componentes que se establecen en la presentación de acogida o ilustrada en los dibujos.

Se hace mención, salvo disposición en contrario, que todos los términos téenicos o científicos utilizados en este documento tienen el mismo significado que comúnmente tienen personas con conocimientos de las artes de la invención. Los métodos y los ejemplos proporcionados en este documento son ilustrativos y no pretenden ser una limitación.

En una modalidad preferida de la presente invención, se conjuntan en una sola configuración de equipo, las aplicaciones del proceso así descrito para la realización de objetivos u operaciones relacionadas con el proceso de recuperación de hidrocarburos en operaciones de tratamiento de crudo con cortes elevados de agua v proveniente de aguas conqénitas de la presente invención, así como de operaciones de estimulaciones ácidas y no ácidas de pozos petroleros; de reparaciones de pozos petroleros y de limpiezas de pozos petroleros, donde las condiciones de almacenamiento de tales sustancias en las formaciones del subsuelo, cuentan con cantidades significativas de agua. La configuración puede ser en cada caso fija, semifija o móvil; compacta o modular. l) EN REFERENCIA A LA FIGURA 1.

El proceso de recuperación de hidrocarburos en operaciones de estimulación ácida y no-ácida de pozos petroleros; de operaciones de reparación de pozos petroleros y de operaciones de limpiezas de pozos petroleros, está agrupado en las etapas siguientes: 1 RECEPCIÓN EN LÍNEA DE RETORNOS DE POZOS MEZCLADOS. .- El proceso inicia con la interconexión mecánica (1) de los equipos con la tubería de producción del pozo. Este proceso puede ser aplicado a cualquier pozo que de acuerdo a las características de las formaciones del subsuelo que tipifican el almacenaje de los hidrocarburos, gases y agua, así como aguas congénitas o bién que se le hayan realizado trabajos de estimulación acida o no-acida; de reparaciones de pozos petroleros y de limpiezas de pozos petroleros; este flujo se integrara a los demás equipos a través de tuberías. Todos los equipos, tuberías y materiales utilizados son a prueba de H2S. 2 ACONDICIONAMIENTO FISICOQUÍMICO. En esta etapa se muestrean los parámetros fisicoquímicos de los retornos y de acuerdo con ellos, se acondiciona el flujo de los retornos mediante la inyección de productos químicos acondicionadores (2-3) y por la inyección de agua limpia (2-1) acondicionada térmicamente desde el anillo de recirculación, que cuenta con una unidad (21) acondicionadora , con el fin de facilitar la separación por fases posterior de la mezcla, y de solubilizar los compuestos polares, y al mismo tiempo se inyectan los productos químicos gastados (2-2) originados en las operaciones del pozo. 3 SEPARACIÓN DEL AGUA LIBRE. Se realiza por medio del Separador de Agua Libre (Free Water Knockout). En esta etapa el FWKO, separa toda el agua libre presente en la mezcla. Este equipo opera a bajas presiones y el desplazamiento del gas se efectúa en la parte superior del tanque (no mostrado) y el desplazamiento del aceite y del agua se produce por efectos de niveles a partir de flotadores (no mostrados) que actúan sobre válvulas despachadoras (no mostradas). 4 SEPARACIÓN TRIFÁSICA. En esta etapa se realiza la separación por fases de los componentes mezclados y acondicionados del flujo, ya despojado del agua libre, en un separador trifásico: fase oleosa no-polar (A), fase acuosa polar (B) y fase gaseosa (C). Los sólidos suspendidos del flujo son separados en esta etapa. 5 TRATAMIENTO CON CALOR (HEATHER TREATER). Se emplea en esta etapa para reforzar y hacer más intensos en línea, los procesos de separación por fases. Es un Equipo (22) de mucha utilidad en la Industria Petrolera, porque integra el desempeño de 3 equipos en 1: Separador de Agua Libre (23) (Free Water Knockout), Calentador Fuego directo (Une Heater) y Separador Trifásico (10). Por consiguiente, es de esperarse que al utilizar el Heater Treater (22), es posible eliminar las emulsiones de forma rápida, en la mayoría de los casos con la ayuda de productos químicos (Anti-Emulsionantes). Este equipo opera a bajas presiones y el desplazamiento del gas se efectúa en la parte superior del tanque y el desplazamiento del aceite y agua se produce por efectos de niveles a partir de flotadores que actúan sobre válvulas despachadoras. 6 CONTROL DE PARÁMETROS DE PROCESO (EN ENTRADA DEL FLUJO MEZCLADO, ETAPAS DE PROCESO Y SALIDA DE FLUJOS PROCESADOS) (6.1 y 6.2). Todas las etapas de operaciones del proceso están monitoreadas y controladas electrónicamente, automatizadas, y comprenden el muestreo, el control de parámetros de proceso y la corrección de los mismos, operándose el funcionamiento de los componentes y equipos para hacer las acciones de corrección de los parámetros de proceso en las líneas y equipos , a modo de controlar la eficacia del proceso y la calidad de los productos, en beneficio de la recuperación de los insumos y productos y de la protección al medio ambiente. 7 RECIRCULACION A TRATAMIENTO. Esta etapa del proceso cierra el círculo de previsiones y medidas de control de proceso en todas sus etapas para evitar el desperdicio de insumos y productos del mismo y aumentar más aún la eficacia económica y los beneficios ambientales que otorga el proceso, mediante la anterior etapa de control de parámetros de proceso. Esta recirculación a proceso, cuenta con una unidad (21) de acondicionamiento térmico del flujo proveniente del tanque de proceso (14), con el fin de facilitar la separación por fases posterior de la mezcla, al recircular el flujo al proceso.

II) EN REFERENCIA A LA FIGURA 2. TENEMOS QUE: 1.- El proceso inicia con la interconexión mecánica (1) de los equipos con la tubería de producción del pozo. Este proceso puede ser aplicado a cualquier pozo que se le hayan realizado trabajos de estimulación acida o no-acida, para deshidratación y desalado de hidrocarburos pesados y semi-pesados y en el tratamiento de corrientes de hidrocarburo con alto contenido de agua y recuperación de crudo a partir de aguas congénitas. Este proceso está diseñado para soportar pozos con presiones en cabeza de 3,000 a 5000 psig. A partir de este punto, el proceso, va a recibir todos los aportes de hidrocarburos contaminados con agua, sales, retornos de productos químicos gastados e hidrocarburos contaminados y sólidos en suspensión; este flujo se integrará a los demás equipos a través de tuberías. Todos los equipos, tuberías y materiales utilizados son a prueba de H2S. 2.- Inmediatamente después de la tubería de interconexión con el pozo, se tiene una válvula de seguridad (2) calibrada a 5000 psig, actuada neumáticamente con gas nitrógeno, que se cierra automáticamente; en caso que se genere una sobrepresión del pozo hacia el proceso, el tiempo de respuesta para el cierre de esta válvula de seguridad en caso de emergencia es de 3 segundos. 3.- Esta tubería de proceso que esta ¡nterconectada con la salida de producción del pozo, se interconecta con la red de tubería hasta un mezclador (3) integrado por puertos de inyección que tiene cuatro entradas de ½”, controladas por válvulas de aguja de ½” de diámetro (no mostradas) y soporte de 5000 psig de presión. En este mezclador (3), se tienen habilitados los siguientes puntos: 3a) punto de salida para la toma de muestra del fluido que viene del pozo, esto permite caracterizar el fluido que está desplazando el pozo, si es hidrocarburo o producto químico o una mezcla de los dos, y medición de los parámetros fisicoquímicos. 3b) Un punto para la inyección del producto químico neutralizante. Aquí se interconecta un tren de bombas de inyección de producto químico (5), que tiene la capacidad de inyectar desde 10 ppm hasta 1000 ppm; los niveles de concentración de producto químico neutralizante, van a depender del pH que tiene el fluido del pozo. En éste punto se tiene instalado un medidor de pH automatizado (6), que mediante de una señal de 4-20 mamp. se controla una válvula electro actuada, que ajusta los volúmenes de inyección de neutralizantes hasta alcanzar un pH=7. 3c) Un punto para la inyección del producto químico rompedor de emulsión, de tal forma que se inicia el proceso de desenmulsificación (5), esto para ajustar los niveles de emulsión natural que se tiene en el fluido del pozo. 3d) un punto para futuras aplicaciones 4.- El mezclador (3), se interconecta con tubería de proceso a un choke manifolds (4) de 2”de apertura variable, integrado por dos chokes laterales de 1” abertura total (full open) y válvulas macho de 2”. Este choke manifolds (4) permite el envío 5 del flujo del pozo por cualquiera de los dos extremos y permite la inyección de fluidos por los extremos superiores, con entradas a 2”. En este punto se controla la presión en toda la línea de proceso y previene que llegue una sobre-presión a los equipos aguas arriba. Este choke manifolds (4) tiene un soporte de presión de 15,000 psig. ío 5.- En la entrada de 2” superior derecha del choke manifolds (4), se interconecta tubería de 2” que viene de una presa metálica (8) llena de agua limpia. A traves de esa tubería de 2” y con una válvula controladora (7), se inyecta al interior del choke manifolds un chorro de agua limpia que impacta el fluido que viene del pozo. La relación volumétrica de agua inyectada es de 0.5 barril de agua por cada 15 5 barriles de fluido del pozo. En éste punto se disuelven los productos químicos polares (ácidos gastados) en el agua inyectada acondicionada térmicamente y los productos químicos no polares se mantienen en la fase oleosa. Este paso, que se puede considerar como de lavado con agua limpia, contribuye significativamente a la recuperación de los productos químicos no-20 polares y su integración al flujo de hidrocarburos y a un ajuste rápido del pH en el agua libre de los hidrocarburos tratados. 6.- En el choke manifolds (4), el fluido ya tiene disuelto y reaccionando los productos químicos neutralizantes y el rompedor de emulsión. Luego, se interconecta el choke manifolds (4) con una tubería de proceso en diagonal que 25 incluye puntos de medición de temperatura y presión. Inmediatamente, todo el fluido que viene del choke manifolds (4), se envía a un FWKO Separador (23) de Agua Libre (Free Water Knockout), equipo que separa toda el agua libre presente en la mezcla. Este equipo (23) opera a bajas presiones y el desplazamiento del gas se efectúa en la parte superior del tanque y el desplazamiento del aceite y del agua se produce por efectos de niveles a partir de flotadores (no mostrados) que actúan sobre válvulas despachadoras (no mostradas). 7.- Con el flujo ya acondicionado con temperatura y la adición de neutralizantes y rompedores de emulsión y separada el agua libre, se interconecta el Separador (23) de Agua Libre (Free Water Knockout), con el equipo separador trifásico (10), para enviar el flujo acondicionado. En el separador trifásico (10), el flujo ingresa para que se desarrolle la separación hidrocarburo-gas-agua. El gas separado se recupera y se envía a batería (11). Al hidrocarburo separado, en línea se le miden el pH y los niveles de emulsión, si cumple con los parámetros requeridos se envía a batería (17), en caso contrario se recircula (16) y se regresa a proceso (14). El agua recuperada (13) contiene todos los ácidos gastados neutralizados (estimulación acida), se envía a presa metálica (19) para su reinyección en pozo letrina. Se tiene equipo electrónico para la medición del volumen de gas recuperado (11), del hidrocarburo (12) y del agua recuperada (13).

Esta recirculación (16) de fluidos en el proceso de tratamiento de los retornos de operaciones de estimulación ácida y no ácida, de reparaciones y de limpiezas de los pozos petroleros, con base en una modalidad de configuración de equipo, funciona de la siguiente manera: 7.1.- Recepción y tratamiento de los productos químicos gastados. Despues de aplicarse el proceso de estimulación, el pozo petrolero inicia el desplazamiento de los productos químicos gastados, junto con volúmenes significativos de agua. Este volumen de productos químicos gastados, inicia su ingreso al equipo. A estos productos químicos gastados se les aplica la inyección de químicos para modificar 5 sus parámetros fisicoquímicos, esto acondiciona y mejora su proceso de separación. Después, este fluido acondicionado ingresa al separador trifásico (10). La fase oleosa separada, se envía al tanque de proceso (14), para complementar su acondicionamiento. 7.2.- Recepción y tratamiento de hidrocarburos contaminados. Cuando el lo pozo petrolero, termina de desplazar los productos químicos gastados, se inicia el aporte natural del pozo petrolero y, en éste caso, mezclado con cantidades significativas de agua libre y aguas congénitas. El hidrocarburo recibido está contaminado y bajo esta condición se ingresa al proceso, en línea; se le aplican las acciones químicas y mecánicas para acondicionar el flujo. El primer volumen 15 de hidrocarburo contaminado, que no cumple los parámetros de control se envía al tanque de proceso (14). Se ajustan los parámetros de control y se envía toda la producción de hidrocarburos ya tratados y acondicionados a batería (no mostrada), esto es a proceso para su posterior comercialización. 7.3.- Recirculación (16) de los productos químicos gastados al tanque de 20 proceso (14). Al mismo tiempo que se envía a batería (no mostrada) el hidrocarburo tratado, los productos químicos gastados (fase oleosa recibida del separador trifásico), se recirculan hacia el proceso, impulsados por la bomba (15) y controlados por la válvula controladora (7), esto resulta en que toda la fase oleosa (productos químicos gastados no-polares), se envían a batería 25 conjuntamente con los hidrocarburos tratados.

El agua recuperada (13) contiene todos los ácidos gastados neutralizados (estimulación acida), se envía a presa metálica (no mostrada) para su reinyección en pozo letrina (no mostrado). Se tienen equipos electrónicos (no mostrados) para la medición del volumen de gas (11) recuperado, del hidrocarburo líquido (12) y del agua recuperada. (13).

El anillo de recirculación (16) cuenta con una tercera unidad de tratamiento térmico (21) para el flujo de agua proveniente de la presa metálica (8), colocada entre ésta y el choke manifolds (4), con el objetivo de acondicionar térmicamente el agua y mejorar la eficiencia del lavado del flujo de los retornos de pozo que se realiza en el choke manifolds (4) y el agua recuperada (13) contiene todos los ácidos gastados neutralizados (estimulación acida), se envía a presa metálica (no mostrada) para su reinyección en pozo letrina (no mostrado), operaciones todas controladas mediante equipos electrónicos (no mostrados) para la medición del volumen de gas recuperado (11), del hidrocarburo líquido (12 ) y del agua recuperada (13).

Todavía en referencia a la Figura 2, finalmente, el flujo procesado por el separador trifásico (10), es canalizado al heather treater (22), que se emplea en esta etapa para reforzar y hacer más intensos en línea, los procesos de separación por fases. Es un Equipo (22) de mucha utilidad en la Industria Petrolera, porque integra en su estructura el desempeño de 3 equipos en 1: Separador de Agua Libre (23) (Free Water Knockout), Calentador Fuego directo (Line Heater) (no mostrado) y Separador Trifásico (10). Por consiguiente, es de esperarse que al utilizar el Heater Treater (22), es posible eliminar las emulsiones de forma rápida, en la mayoría de los casos con la ayuda de productos químicos (Anti-Emulsionantes). Este equipo (22) opera a bajas presiones y el desplazamiento del gas (11) se efectúa en la parte superior del tanque y el desplazamiento del aceite (12) y agua (13) se produce por efectos de niveles a partir de flotadores (no mostrados) que actúan sobre válvulas despachadoras (no mostradas).

Se hará evidente para aquellos expertos en el arte, que pueden realizarse innumerables modificaciones a la presente invención sin desviarse del espíritu y alcance de la misma, por lo que esta debe ser considerada en su sentido más amplio y no limitativo.

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN Habiéndose descrito así la invención, se considera como una novedad y, por lo tanto, se reclama en propiedad lo contenido en las siguientes:

Claims (11)

REIVINDICACIONES

1.- Proceso en sitio, en línea continua, de recuperación de hidrocarburos de recuperación de hidrocarburos en operaciones de tratamiento de crudo con cortes elevados de agua y proveniente de aguas congenitas, provenientes de flujos resultantes o retornos de operaciones de estimulación ácida y no-ácida de pozos petroleros, de operaciones de reparaciones de pozos petroleros y de limpiezas de pozos petroleros; caracterizado por estar integrado por las siguientes etapas principales: 1 recepción en línea de retornos de flujos efluentes resultantes del pozo, de tratamiento de crudo con cortes elevados de agua y proveniente de aguas congénitas; de operaciones de estimulación ácida de pozos petroleros, reparaciones de pozos petroleros y limpiezas de pozos petroleros; 2 control automatizado de parámetros fisicoquímicos de proceso en recepción, acondicionamiento, tratamiento y recirculación de los flujos de entrada y salida del proceso de recuperación; 3 acondicionamiento fisicoquímico de retornos; 4 acondicionamiento térmico en el anillo de recirculación; 4 separación de agua libre; 5 separación trifásica con recirculación de fluidos deficientes o gastados al proceso; y 6 tratamiento con calor (heater treater); la configuración de los equipos comprendiendo las etapas puede ser fija, semifija o móvil; compacta o modular.

2.- Proceso en sitio, en línea continua, de recuperación de hidrocarburos en operaciones de tratamiento de crudo con cortes elevados de agua y proveniente de aguas congénitas, provenientes de flujos resultantes o retornos de operaciones de estimulación ácida y no-ácida de pozos petroleros, de operaciones de reparaciones de pozos petroleros y de limpiezas de pozos petroleros; de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado por que todas sus etapas, están controladas automatizadas y comprenden el muestreo, el control de parámetros de proceso y la corrección de los mismos mediante acciones correctivas en las líneas y equipos del proceso.

3.- Proceso en sitio, en línea continua, de recuperación de hidrocarburos en operaciones de tratamiento de crudo con cortes elevados de agua y proveniente de aguas congenitas, provenientes de flujos resultantes o retornos de operaciones de estimulación ácida y no-ácida de pozos petroleros, de operaciones de reparaciones de pozos petroleros y de limpiezas de pozos petroleros; de conformidad con la reivindicaciones 1 y 2, caracterizado por que la primera etapa de recepción en línea de retornos mezclados de flujo resultante en pozo de operaciones de tratamiento de crudo con cortes elevados de agua y proveniente de aguas congénitas, de estimulación ácida de pozos petroleros, de reparaciones de pozos petroleros y limpiezas de pozos petroleros; deshidratación y desalación de crudo pesado y semipesado; consiste de la conexión de una línea de recepción conectada a la boca del pozo petrolero y del bombeo de los retornos a un mezclador provisto de cuatro entradas que controla una segunda etapa de acondicionamiento fisicoquímico del influente recibido en línea.

4.- Proceso en sitio, en línea continua, de recuperación de hidrocarburos en operaciones de tratamiento de crudo con cortes elevados de agua y proveniente de aguas congénitas, provenientes de flujos resultantes o retornos de operaciones de estimulación ácida y no-ácida de pozos petroleros, de operaciones de reparaciones de pozos petroleros y de limpiezas de pozos petroleros; de conformidad con las reivindicaciones 1, 2 y 3, caracterizado por que en la segunda etapa del acondicionamiento fisicoquímico de los retornos, se les aplican a estos las acciones químicas y mecánicas para acondicionar el flujo; el primer volumen de hidrocarburo contaminado, que no cumple los parámetros de control de entrada se envía al tanque de proceso para su acondicionamiento donde se ajustan los parámetros de control y se envía toda la producción de hidrocarburos ya tratados y acondicionados a batería, esto es a proceso para su posterior comercialización.

5.- Proceso en sitio, en línea continua, de recuperación de hidrocarburos en operaciones de tratamiento de crudo con cortes elevados de agua y proveniente de aguas congenitas, provenientes de flujos resultantes o retornos de operaciones de estimulación ácida y no-ácida de pozos petroleros, de operaciones de reparaciones de pozos petroleros y de limpiezas de pozos petroleros; de conformidad con las reivindicaciones 1, 2, 3 y 4, caracterizado por que en la segunda etapa del acondicionamiento fisicoquímico de los retornos, cuando el pozo petrolero termina de desplazar los productos químicos gastados, se inicia el aporte natural del pozo petrolero, el aporte mezclado con cantidades significativas de agua libre y congénita, se envía en línea a un mezclador, a cargo de las operaciones principales de la etapa, que está integrado por un cuerpo hueco provisto de cuatro puertos, que son cuatro entradas de ½”, controladas por válvulas de aguja de ½” de diámetro y soporte de 5000 psig de presión. El mezclador utilizado en el proceso de recuperación de hidrocarburos, permite tener un control sobre el acondicionamiento del fluido a tratar. En este mezclador, se tienen habilitados los siguientes puntos: a) punto de salida para la toma de muestra del fluido que viene del pozo, esto permite caracterizar el fluido que está desplazando el pozo, si es hidrocarburo o producto químico o una mezcla de los dos, y medición de los parámetros 5 fisicoquímicos de entrada al proceso. b) un punto para la inyección del producto químico neutralizante. Aquí se interconecta un tren de bombas de inyección de producto químico, que tiene la capacidad de inyectar desde 10 ppm hasta 1000 ppm; los niveles de concentración de producto químico neutralizante a inyectar, van a depender del ío pH que tiene el fluido del pozo. En este punto se tiene instalado un medidor de pH automatizado que mediante de una señal de 4-20 mamp controla una válvula electro actuada, que ajusta los volúmenes de inyección hasta alcanzar un pH=7. c) Un punto para la inyección del producto químico rompedor de emulsión, de tal forma que se inicia el proceso de desenmulsificación , esto para ajustar los 15 niveles de emulsión natural que se tienen en el fluido del pozo , acondicionándolo primariamente para su posterior separación. d) un punto para aplicaciones futuras.

6.- Proceso en sitio, en línea continua, de recuperación de hidrocarburos en 20 operaciones de tratamiento de crudo con cortes elevados de agua y provenientes de aguas congénitas, provenientes de flujos resultantes o retornos de operaciones de estimulación ácida y no-ácida de pozos petroleros, de operaciones de reparaciones de pozos petroleros y de limpiezas de pozos petroleros; de conformidad con la reivindicaciones 4 y 5, caracterizado por que en la segunda 25 etapa de acondicionamiento fisicoquímico de los retornos, se les aplica a éstos, un flujo de agua limpia acondicionada térmicamente proveniente del anillo de recirculación, que permite aplicar lavados y recuperar y solubilizar entidades químicas específicas de carácter polar (productos químicos neutralizantes), mediante la inyección de una corriente de agua limpia en un choke manifolds, que recibe en línea el flujo procedente del mezclador, acondicionado previamente por inyección de productos químicos acondicionadores.

7.- Proceso en sitio, en línea continua, de recuperación de hidrocarburos provenientes en operaciones de tratamiento de crudo con cortes elevados de agua y proveniente de aguas congénitas, de flujos resultantes o retornos de operaciones de estimulación ácida y no-ácida de pozos petroleros, de operaciones de reparaciones de pozos petroleros y de limpiezas de pozos petroleros; de conformidad con las reivindicaciones 4, 5, y 6, caracterizado por que la segunda etapa del acondicionamiento fisicoquímico de los retornos va seguida de una tercera etapa de separación de agua libre, realizada en un separador de agua libre FWKO, equipo que opera a bajas presiones y en donde el desplazamiento de una primera fase gaseosa de hidrocarburos, se efectúa en la parte superior del tanque; y el desplazamiento del aceite y del agua se produce por efectos de niveles a partir de flotadores que actúan sobre válvulas despachadoras.

8.- Proceso en sitio, en línea continua, de recuperación de hidrocarburos provenientes de operaciones de tratamiento de crudo con cortes elevados de agua y proveniente de aguas congénitas, de flujos resultantes o retornos de operaciones de estimulación ácida y no-ácida de pozos petroleros, de operaciones de reparaciones de pozos petroleros y de limpiezas de pozos petroleros; de conformidad con la reivindicación 1 , 2 y 7, caracterizado por una tercera etapa de separación por fases de los retornos acondicionados fisicoquímicamente y termicamente, que se canalizan del separador de agua libre a una cuarta etapa de separación por fase que se realiza en un separador trifásico, equipo que produce la recuperación de una segunda fase gaseosa de hidrocarburos, una segunda fase acuosa que contiene productos químicos polares, una segunda fase oleosa que contiene hidrocarburos recuperados y productos químicos no polares y una fase de sólidos suspendidos separados. io

9.- Proceso en sitio, en línea continua, de recuperación de hidrocarburos provenientes de flujos de pozo en operaciones de tratamiento de crudo con cortes elevados de agua y provenientes de aguas congénitas; de flujos resultantes o retornos de operaciones de estimulación ácida y no-ácida de pozos petroleros, de operaciones de reparaciones de pozos petroleros y de limpiezas de pozos 15 petroleros, de conformidad con la reivindicaciones 1 , 2 y 8, caracterizado por que la cuarta etapa de separación trifásica va seguida en línea por una quinta etapa, de tratamiento térmico de separación por fase, de la corriente de flujo que sale de la cuarta etapa de separación trifásica, realizado por un heater treater, equipo que se emplea en esta etapa para reforzar y hacer más intensos 20 en línea, los procesos de separación por fases, porque integra en su estructura el desempeño de tres equipos en uno: Separador de Agua Libre (Free Water Knockout), Calentador Fuego directo (Line Heater) y Separador Trifásico, que hace posible eliminar las emulsiones de forma rápida, en la mayoría de los casos con la ayuda de productos químicos (Anti-Emulsionantes), operando a bajas 25 presiones y el desplazamiento del gas se efectúa en la parte superior del tanque y el desplazamiento del aceite y del agua se produce por efectos de niveles a partir de flotadores que actúan sobre válvulas despachadoras, que envían los fluidos recuperados a su almacenamiento o procesamiento.

10.- Proceso en sitio, en línea continua, de recuperación de hidrocarburos provenientes de operaciones de tratamiento de crudo con cortes elevados de agua y proveniente de aguas congenitas, de flujos resultantes o retornos de operaciones de estimulación ácida y no-ácida de pozos petroleros, de operaciones de reparaciones de pozos petroleros y de limpiezas de pozos petroleros, de conformidad con la reivindicaciones 1, 2, 6 y 8; caracterizado por contar con un anillo de recirculación, que permite la recuperación de los productos químicos gastados, como fase oleosa y que finalmente se tiene la oportunidad de reinyectarlos al proceso y de ser enviados procesados y vueltos a recuperar, a baterías junto con los hidrocarburos tratados, para su comercialización; anillo en donde la recirculación de los productos químicos gastados hacia dentro y hacia afuera del tanque de proceso, permite que, al mismo tiempo que se envía a batería el hidrocarburo tratado, los productos químicos gastados, se recirculen hacia el proceso para ser acondicionados, impulsados por una bomba y controlados por una válvula controladora, teniendo como resultado que toda la fase oleosa (productos químicos gastados no-polares), se envía a batería conjuntamente con los hidrocarburos tratados.

11.- Proceso en sitio, en línea continua, de recuperación de hidrocarburos provenientes en operaciones de tratamiento de crudo con cortes elevados de agua y proveniente de aguas congénitas, de flujos resultantes o retornos de operaciones de estimulación ácida y no-ácida de pozos petroleros, de operaciones de reparaciones de pozos petroleros y de limpiezas de pozos petrolero, de conformidad con la reivindicaciones 2, 6, 9 y 10, caracterizado por contar en el anillo de recirculacíón con una unidad de tratamiento térmico, para el flujo de agua proveniente de la presa metálica, unidad colocada entre ésta y el choke manifolds, previo al separador de agua libre (FWKO) , con el objetivo de acondicionar térmicamente el agua y mejorar la eficiencia del lavado del flujo de los influentes o retornos de pozo que se realiza en el choke manifolds y el agua recuperada que contiene todos los ácidos gastados neutralizados (estimulación acida), se envía a presa metálica para su reinyección en pozo letrina, operaciones todas controladas mediante equipos electrónicos para la medición del volumen de gas recuperado, del hidrocarburo líquido recuperado y del agua recuperada.