II
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA
EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
Tema: “ESTUDIO DE DETERMINACIÓN DE LAS CONDICIONES DE
OPERACIÓN DE UN DESHIDRATADOR ELECTROSTATICO EN EL
CENTRO DE FACILIDADES DE PRODUCCIÓN PETROLERA DE LA
ESTACIÓN LAGO AGRIO No 1, 2009”
Tesis previa la obtención del Título de Tecnólogo en Petróleos
Autor:
Franz Mulky G.
Director:
Ing. Fausto Ramos
III
DECLARACIÓN
“De la realización del presente trabajo se responsabiliza única y estrictamente el
autor.
IV
CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR
Certifico que bajo mi dirección el presente trabajo fue realizado en su totalidad por FRANZ MULKY G.
VI
DEDICATORIA
Dedico esta tesis:
A Dios por ser el pilar fundamental en mi vida, por ser mi compañía todos los días y por saber guiarme por el camino correcto para poder cumplir todos mis objetivos y anhelos.
Sobre todo dedico esta tesis a mi madre, que con comprensión, sabiduría, esfuerzo y mucho amor me han sabido guiar durante toda mi vida, gracias a ellos he podido lograr las metas que me he propuesto y me han permitido convertirme en una persona de bien. A mis queridas hermanas por ser un gran apoyo y saberme escuchar.
VII
AGRADECIMIENTOS
Primero que todo quiero agradecer a Dios, por permitirme estar con vida y por ayudarme a seguir el camino correcto para llegar a mis metas.
Agradezco a mi familia porque me han brindado el apoyo necesario para convertirme en un profesional, gracias por sus consejos y sobre todo por su paciencia.
A la UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL ya que mediante ella pude adquirir los conocimientos necesarios para ser una profesional, al Ing. Fausto Ramos porque con paciencia y dedicación me supo guiar durante la realización de este proyecto y gracias a él he podido culminarlo con éxito.
A mis profesores, amigos y a todas las personas que hicieron posible que yo pudiera cumplir este sueño.
VIII RESUMEN
El presente trabajo investigativo tiene por objeto principal detallar el proceso de deshidratación electrostática del crudo explicando desde cómo se forman las emulsiones, pasando por los tipos de separación que se utilizan en el campo, hasta los métodos de deshidratación que existen. Para este fin hemos divido el mismo en V capítulos en los cuales se darán a conocer los siguientes aspectos:
En el primer CAPÍTULO (I) se definen los objetivos, justificación del tema y los métodos con los cuales se llevó a cabo esta tesis.
En el segundo CAPÍTULO (II) se detalla todo lo relacionado con la formación de emulsiones, agentes emulsionantes, propiedades que intervienen en la estabilidad de la emulsión, mecanismo de ruptura de la emulsión agua en petróleo.
En el tercer CAPÍTULO (III) se realiza un estudio completo de los métodos de tratamiento de los crudos como son el tratamiento químico, el tratamiento térmico y el tratamiento mecánico.
En el cuarto CAPÍTULO (IV) se realiza el estudio del tratamiento electrostático, sus partes, el funcionamiento del proceso y el cálculo respectivo.
IX SUMMARY
The present investigative work intends main to detail the electrostatic dehydration process starting with the formation of emulsions, going through the ways of separation that we use in the field until the dehydration methods that exist. For this aim we have divided this work in V chapters in which they will occur to Know the following aspects:
In the first CHAPTER (I) the objectives are defined, justification of the subject and the methods with which I take I finish this thesis.
In the second CHAPTER (II) al related about the emulsions formation, emulsifier agents, properties of the emulsions stabilities, water in oil emulsions rupture mechanism.
In the third CHAPTER (III) a complete study of methods of oil treatments likes chemical treatment, thermal treatments and mechanic treatment.
In the fourth CHAPTER (IV) study of electrostatic dehydration, their parts, their function process and calculation.
X
ÍNDICE GENERAL
DECLARACIÓN ... III
CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR ... IV
CARTA DE LA EMPRESA ... V
DEDICATORIA ... VI
AGRADECIMIENTOS ... VII
RESUMEN ... VIII
SUMMARY ... IX
ÍNDICE GENERAL ... X
ÍNDICE DE CONTENIDO ... XI
ÍNDICE DE GRÁFICAS ... XV
ÍNDICE DE TABLAS ... XVIII
ÍNDICE DE ECUACIONES ... XVIII
XI
ÍNDICE DE CONTENIDO
CAPÍTULO I ... 1
1. INTRODUCCIÓN ... 1
1.1 Objetivo general ... 2
1.2 Objetivos específicos ... 2
1.3 Justificación... 3
1.4 Hipótesis ... 3
1.5 Marco de referencia... 4
1.5.1 Marco teórico ... 4
1.6 Variables ... 5
1.7 Metodología ... 6
CAPÍTULO II ... 7
2. GENERALIDADES ... 7
2.1 Formación de emulsiones ... 7
2.2 Agentes emulsionantes ... 10
2.2.1 Propiedades que intervienen en la estabilidad de la emulsión ... 12
2.2.1.1Tensión interfacial. ... 12
2.2.1.2 Viscosidad de la fase externa. ... 13
2.2.1.3 Tamaño de la gota. ... 13
2.2.1.4 Relación de volumen de fases. ... 13
2.2.1.5 Temperatura. ... 13
2.2.1.6 pH. ... 14
XII
2.2.1.8 Salinidad de la salmuera... 14
2.2.1.9 Tipo de aceite. ... 15
2.2.1.10 Diferencia de densidad. ... 15
2.2.1.11Presencia de cationes... 15
2.2.1.13 Propiedades reológicas interfaciales. ... 15
2.3 Módulo dilatacional interfacial ... 17
2.4 Prevención de la formación de la emulsión agua en petróleo ... 19
2.5 Mecanismo de ruptura de la emulsión agua en petróleo ... 21
2.5.1 Etapa 1. Acercamiento macroscópico de las gotas ... 21
2.5.2 Etapa 2. Drenaje de la película ... 23
2.5.3 Etapa 3. Coalescencia... 27
CAPÍTULO III ... 29
3. MÉTODOS DE TRATAMIENTO PARA LA DESHIDRATACIÓN ... 29
3.1 Tratamiento químico ... 29
3.1.2 Producto químicos ... 32
3.1.2.1 Clasificación ... 32
3.1.2.1.1 Según la carga ... 32
3.1.2.1.2 Según la solubilidad en agua o aceite ... 33
3.1.3 Aspectos prácticos y tecnológicos ... 34
3.1.3.1 Aplicación del mapa de formulación a la deshidratación de crudos ... 34
3.1.4 Pruebas de botella. ... 36
3.1.5 Sistemas de Inyección de Químicas ... 38
3.1.6 Evaluación de Químicas – Laboratorio ... 39
XIII
3.1.6.2 Manejo de las muestras de laboratorio. ... 40
3.1.6.3 Metodología en la realización de las Pruebas de Botella. ... 41
3.1.6.4 Evaluación de Químicas mediante el Dinamic Coalescer. ... 43
3.1.6.5 Reporte de los resultados de las pruebas. ... 45
3.1.7 Medición de la estabilidad ... 46
3.1.8 Cinética de adsorción de los surfactantes deshidratantes ... 49
3.1.9 Sinergismo entre los surfactantes y aditivos químicos ... 50
3.1.10 Factores para la selección de un sistema de tratamiento crudo. ... 51
3.1.11 Otras consideraciones del tratamiento del crudo. ... 52
3.1.12 Pasos para la selección de productos desemulsionante: ... 52
3.2 Tratamiento térmico ... 53
3.2.1 Calentadores ... 54
3.2.1.1 Tratamiento directo ... 54
3.2.1.2 Tratamiento indirecto ... 55
3.3 Tratamiento mecánico ... 59
3.3.1 Deshidratación estática ... 59
3.3.1.1 Tanques de Techo Flotante ... 60
3.3.1.2 Tanques de Techo Fijo ... 60
3.3.1.3 Tanques de techo fijo (domo Geodésico) con cubierta flotante. ... 61
3.3.1.4 Ventajas con respecto a un Techo Convencional ... 61
3.3.2 Deshidratación dinámica ... 64
CAPÍTULO IV ... 71
4. TRATAMIENTO ELÉCTRICO ... 71
XIV
4.2 Principio de la deshidratación electrostática ... 73
4.3 Acción del campo eléctrico de un deshidratador electrostático ... 77
4.4 Comparación entre los procesos de deshidratación mecánico y eléctrico ... 78
4.5 Ventajas de un deshidratador electrostático ... 80
4.6 Factores intervinientes para el uso del deshidratador electrostático ... 81
4.7 Procedimiento de diseño de un deshidratador electrostático ... 82
4.8 Ejemplo de diseño de un tratador termo-electrostático ... 87
CAPÍTULO V ... 91
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ... 91
5.1 Conclusiones ... 91
5.2 Recomendaciones ... 93
GLOSARIO DE TÉRMINOS ... 94
BIBLIOGRAFÍA ... 101
XV
ÍNDICE DE GRÁFICAS
GRÁFICA 2.1: REPRESENTACIÓN OROGRÁFICA DE LA ESTABILIZACIÓN DE
UNA GOTA DE AGUA POR AGENTES EMULSIONANTES PRESENTES EN EL
PETRÓLEO CRUDO. ... 12
GRÁFICA 2.2: ESQUEMA DE LOS FACTORES FÍSICO–QUÍMICOS
RELACIONADOS CON LAS INTERACCIONES ENTRE DOS GOTAS DE FASE
DISPERSA EN UNA EMULSIÓN W/O. ... 16
GRÁFICA 2.3: ESQUEMA DE LAS FUERZAS DE CORTE Y DILATACIONAL
RELACIONADAS CON LAS MEDICIONES DE LAS VISCOSIDADES
CORRESPONDIENTES EN UNA INTERFASE AGUA-ACEITE. ... 17
GRÁFICA 2.4: VARIACIÓN DEL FACTOR DE STOKES CON LA TEMPERATURA Y
LA GRAVEDAD API. ... 23
GRÁFICA 2.5: EFECTO DEL DRENAJE DE LA PELÍCULA SOBRE LA
CONCENTRACIÓN DE SURFACTANTES NATURALES. ... 24
GRÁFICA 2.6: EFECTO DE LA CONCENTRACIÓN SUPERFICIAL SOBRE LA
VARIACIÓN EN LA TENSIÓN INTERFACIAL EN EL INTERIOR DE LA PELÍCULA
DRENADA. ... 25
GRÁFICA 2.7: ILUSTRACIÓN ESQUEMÁTICA DE LA ADSORCIÓN DEL
SURFACTANTE DESHIDRATANTE EN LA SUPERFICIE LIBRE DE LA PELÍCULA.
... 26
GRÁFICA 2.8: EFECTO DE LA CONCENTRACIÓN SUPERFICIAL DEL
SURFACTANTE NATURAL Y LAS MOLÉCULAS DE DESHIDRATANTE SOBRE LA
VARIACIÓN DE LA TENSIÓN INTERFACIAL EN EL INTERIOR DE LA PELÍCULA
XVI
GRÁFICA 3.1: AFINIDAD SURFACTANTE ... 33
GRÁFICA 3.2: UTILIZACIÓN DEL MAPA DE FORMULACIÓN WOR PARA EL
TRATAMIENTO DE EMULSIONES DE CAMPO TIPO W/O ... 36
GRÁFICA 3.3: PROCEDIMIENTO PARA LA REALIZACIÓN DE LA PRUEBA DE
BOTELLA. ... 37
GRÁFICA 3.4: ACCIÓN DEL DESHIDRATANTE DOSIFICADO EN LAS PRUEBAS
DE BOTELLA EN UN MAPA DE ESTABILIDAD FORMULACIÓN ... 38
GRÁFICA 3.5: SISTEMA DE DOSIFICACIÓN POR GOTEO ... 38
GRÁFICA 3.6: INYECCIÓN DE QUÍMICA MEDIANTE INYECTORES A PRESIÓN. 39
ECUACIÓN 3.1 PORCENTAJE DE EFICIENCIA ... 42
GRÁFICA 3.8: PORCENTAJE DE EFICIENCIA DEL TRATAMIENTO QUÍMICO
NORMAL ... 42
GRÁFICA 3.9: PORCENTAJE DE EFICIENCIA DEL TRATAMIENTO QUÍMICO
SOBRE-TRATADO ... 43
GRÁFICA 3.10: DIAGRAMA DEL DINAMIC COALESCER ... 44
GRÁFICA 3.11: PARÁMETROS DE CONTROL EN EVALUACIONES DE QUÍMICAS
... 45
GRÁFICA 3.5: FRACCIÓN DE VOLUMEN COALESCIDO O CLARIFICADO EN
FUNCIÓN DEL TIEMPO. ... 48
GRÁFICA 3.6: VARIACIÓN DE LA ESTABILIDAD DE LA EMULSIÓN W/O EN
FUNCIÓN DE LA CONCENTRACIÓN DEL DESHIDRATANTE PARA LA
COALESCENCIA DE 2/3 DEL VOLUMEN FIJADO V. ... 48
GRÁFICA 3.7: SISTEMA DE CALENTADORES DE CRUDOS ... 54
GRÁFICA 3.8: COMPONENTES BÁSICOS DE UN CALENTADOR DE CRUDO A
XVII
GRÁFICA 3.9: DESHIDRATACIÓN ESTÁTICA DE CRUDOS ... 60
GRÁFICA 3.10: TIPOS DE TANQUES ... 62
GRÁFICA 3.11: DESHIDRATACIÓN DINÁMICA DE CRUDOS ... 65
GRÁFICA 3.12: SEPARADOR VERTICAL FWKO ... 66
GRÁFICA 3.13: SEPARADOR HORIZONTAL FWKO ... 68
GRÁFICA 3.14: SECUENCIA DE DESHIDRATACIÓN POR ASENTAMIENTO ... 70
GRÁFICA 4.1: MICRO FOTOGRAFÍA DE UNA EMULSIÓN TOMADA A 1200 IMÁGENES POR SEGUNDO ... 72
GRÁFICA 4.3: MODELO TRIANGULAR DE UNA MOLÉCULA DE AGUA ... 73
GRÁFICA 4.4: DESPLAZAMIENTO DE LAS CARGAS AL SER SOMETIDAS A UN CAMPO ELÉCTRICO. ... 74
GRÁFICA 4.5: GOTA DISPERSANDO DENTRO DE UN CAMPO CONCENTRADO 75 GRÁFICA 4.6: COALESCENCIA POR PROCESO ELECTROSTÁTICO ... 76
GRÁFICA 4.7: DESHIDRATADOR ELECTROSTÁTICO CON CALENTAMIENTO .. 77
GRÁFICA 4.8: TEMPERATURA EN FUNCIÓN A LA VISCOSIDAD DEL ACEITE ... 83
XVIII
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA 3.1: HISTORIA DEL USO DEL DESHIDRATANTE ... 32
TABLA 3.2: TABLA DE REPORTE DE RESULTADOS DE LAS PRUEBAS DE BOTELLA ... 46
TABLA 4.1: DATOS TEMPERATURA EN FUNCIÓN A LA VISCOSIDAD DEL ACEITE ... 86
TABLA 4.2: DATOS TIPO DE EMULSIÓN EN FUNCIÓN A LA TEMPERATURA ... 86
ÍNDICE DE ECUACIONES ECUACIÓN 2.1: MÓDULO DILATACIONAL INTERFACIAL ... 18
ECUACIÓN 2.2: MÓDULO DILATACIONAL ELÁSTICA ... 18
ECUACIÓN 2.3: ELASTICIDAD DILATACIONAL... 18
ECUACIÓN 2.4: VISCOSIDAD DILATACIONAL ... 19
ECUACIÓN 2.5: VELOCIDAD DE SEDIMENTACIÓN DE STOKES ... 21
ECUACIÓN 2.6: VELOCIDAD DE SEDIMENTACIÓN DE HADAMARD ... 21
ECUACIÓN 4.1: VISCOSIDAD DE ENTRADA DEL TRATADOR ... 82
ECUACIÓN 4.2: VELOCIDAD DE FLUJO DE PARRILLAS ... 83
ECUACIÓN 4.3: ÁREA ÓPTIMA DE LAS PARRILLAS ... 84
XIX
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO 1 ACUERDO MINISTERIAL No. 014 ... 102
ANEXO 2 DIAGRAMA DE FLUJO CPF ... 104
ANEXO 3 FICHA TÉCNICA DEL DESMULSIFICANTE ... 105
ANEXO 4 ESPECIFICACIONES OPERACIÓN DESHIDRATADOR
1 CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
Desde los inicios de la explotación del petróleo, la industria petrolera ha tenido que enfrentarse a la producción conjunta de agua y crudo que ocasiona la formación de emulsiones no deseadas. La deshidratación de crudo es una de las operaciones de tratamiento y acondicionamiento primario que se usan para separar el agua de formación que se extrae con el crudo desde el pozo, posteriormente romper la emulsión y separar es agua emulsionada, combinando de química deshidratante, agitación, calor y/o campo eléctrico.
El rol de los deshidratadores es contrarrestar la acción estabilizante de los agentes emulsionantes presentes en el crudo, tales como surfactantes naturales, asfaltenos, resinas y sólidos que se forman por la precipitación de sales, parafinas o asfaltenos. Existen varias razones para eliminar el agua del crudo (en general, a menos del 1%). Entre las más importantes destacan el aumento del costo del transporte y bombeo, la corrosión en las instalaciones de transporte y de refinación y, la demanda de calor. Las compañías de servicio ofrecen sus formulaciones químicas aplicables solo a una segregación de crudo particular, por lo que a través de los años la industria ha hecho grandes desembolsos por este concepto, adquiriendo diferentes productos debido a los cambios continuos en la producción.
2
La presente investigación tiene por objeto determinar las condiciones de operación de un deshidratador electrostático a fin de conocer los límites de trabajo para obtener un resultado óptimo y poder transportar el crudo a través de las tuberías dentro de los rangos establecidos.
1.1 Objetivo general
Determinar las condiciones de operación de un deshidratador electrostático en el Centro de Facilidades de Producción Petrolera .en la estación Lago Agrio No 1 para optimizar el transporte de crudo a través de las líneas de producción.
1.2 Objetivos específicos
• Identificar los rangos de operación de un deshidratador para su funcionamiento óptimo.
• Conocer el proceso de emulsión de las partículas de agua para evitar su formación.
• Familiarizar al personal con el equipo para que realicen un correcto manejo del mismo.
3 1.3 Justificación
La finalidad de este proyecto es dar a conocer las condiciones de operación de un deshidratador electrostático para un crudo específico así como también los riesgos que implica trabajar en este equipo a condiciones indebidas por lo que representa un peligro tanto para el Centro de facilidades petroleras como para el personal que está en contacto directo con el mismo.
El crudo proveniente de los calentadores de crudo (oil heaters) pasa por estos equipos, siendo el último punto de separación del agua, para pasar al tanque de almacenamiento. Si determinamos los parámetros requeridos para que el equipo funcione a su óptima eficiencia obtendremos un crudo apto para el traslado hacia el tanque de almacenamiento y así poder transportarlo a través de la tubería hacia el destino programado ya sea la refinación o la exportación. El petróleo debe ser transportado con un BSW menor al 1% por normas establecidas según el artículo 10, literal a del acuerdo ministerial 014 del Ministerio de Energía y Minas publicado en la ciudad de Quito, el 09 de Febrero del 2004 (VER ANEXO 1).
1.4 Hipótesis
4 1.5 Marco de referencia
Se inicia con la descripción de los tratadores electrostáticos
1.5.1 Marco teórico
Los tratadores electrostáticos (V–200/210) tienen las siguientes dimensiones: 10’ diámetro por 30’ de longitud, diseñado para trabajar máximo a 150 PSIG a 300 ºF, para un trabajo en condiciones normales de 50 PSIG a 250 º F con 100 KVA y una capacidad de 15000 BOPD.
El crudo proveniente de los calentadores de crudo (oil heaters) pasa por estos equipos, siendo el último punto de separación del agua, para pasar al tanque de almacenamiento. Los tratadores electrostáticos están provistos de toma muestras a diferentes niveles para determinar la calidad del crudo en su interior y de elementos de control para su correcto funcionamiento.
5
Existen campos que producen con 80-90 % de agua, con temperaturas de 150-180 F, por lo que no es necesario tener deshidratadores electrostáticos, empleando trenes compuestos por FWKO y desaladores electrostáticos. La diferencia de un desalador con un deshidratador radica, en que el primero no posee la cámara de calentamiento, pero al final la función es similar.
En estos equipos las variables principales de control son: el nivel de agua que no debe llegar a la zona de los electrodos para evitar cortocircuitos; y, la intensidad de corriente continua o alterna para no sobrepasar el voltaje requerido.
1.6 Variables
• Variable dependiente
El correcto funcionamiento del deshidratador electroestático dependerá de conocer los rangos de operación y en especial de su funcionamiento.
• Variable independiente
El crudo debe ser transportado con bajo contenido de agua y sedimentos por lo tanto debemos tratarlo correctamente.
• Variable interviniente
El crudo ha tratarse.
6 1.7 Metodología
A continuación se detalla los métodos que se utilizó en esta investigación.
Método Analítico
Hemos utilizado el método analítico, ya que tomamos como base datos proporcionados por un manual de operación de oleoductos los cuales nos han permitido tomar conocimientos sobre el tema.
Método de Campo
7
CAPÍTULO II
2. GENERALIDADES
Generalmente, el agua producida con el crudo existe parcialmente como agua libre y parcialmente como agua en emulsión. En algunos casos, cuando la relación agua-hidrocarburo es muy alta, la emulsión agua-hidrocarburo en agua es más rara que la emulsión agua en hidrocarburo. El agua libre producida con el crudo es definida como el agua que podrá separase del crudo por gravedad. Para separar el agua emulsificada existen tratamientos como, tratamientos térmicos, tratamientos químicos, tratamientos electrostáticos, o una combinación de todos estos podría ser necesario sumado a la separación producida por la gravedad (VER ANEXO 2). Es una gran ventaja separar el agua libre del crudo y así minimizar los costos por tratamientos de emulsiones.
2.1 Formación de emulsiones
El agua y el aceite son esencialmente inmiscibles, por lo tanto, estos dos líquidos coexisten como dos líquidos distintos. La frase “aceite y agua no se mezclan” expresa la mutua insolubilidad de muchos hidrocarburos líquidos con el agua. Las solubilidades de hidrocarburos son bajas, pero varían desde 0,0022 ppm para el tetradecano hasta 1.760 ppm para el benceno en agua. La presencia de dobles enlace carbono-carbono (por ejemplo alquenos y aromáticos) incrementan la solubilidad del agua. El agua está lejos de ser soluble en hidrocarburos saturados (por ejemplo: parafinas o alcanos) y su solubilidad disminuye con el incremento del peso molecular de los hidrocarburos.
8
pie/día, lo que es insuficiente para que se forme una emulsión. Sin embargo, al pasar por todo el aparataje de producción durante el levantamiento y el transporte en superficie (bombas, válvulas, codos, restricciones, etc.) se produce la agitación suficiente para que el agua se disperse en el petróleo en forma de emulsión W/O estabilizada por las especies de actividad interfacial presentes en el crudo. Las emulsiones formadas son macro-emulsiones W/O con diámetro de gota entre 0,1 a 100 µm.
Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsión: • Dos líquidos inmiscibles, como el agua y el aceite.
• Suficiente agitación para dispersar uno de los líquidos en pequeñas gotas en el otro. • Un agente emulsionante para estabilizar las gotas dispersas en la fase continua.
En los pozos que se producen por levantamiento con gas (Gas-lift), la emulsionación es causada principalmente en dos lugares: En el punto donde el “gas lift” es introducido y en la cabeza del pozo. Cuando se utiliza un proceso intermitente, la emulsión generalmente es creada en la cabeza del pozo o en el equipo en superficie. Para el proceso continuo, la mayor parte de la emulsión es formada en fondo de pozo, en el punto de inyección de gas.
9
esta clasificación es muy particular de la industria petrolera, ya que en general las emulsiones O/W son denominadas emulsiones normales y las W/O son las inversas. En las emulsiones directas, la fase acuosa dispersa se refiere generalmente como agua y sedimento (A&S) y la fase continua es petróleo crudo. El A&S es principalmente agua salina; sin embargo, sólidos tales como arena, lodos, carbonatos, productos de corrosión y sólidos precipitados o disueltos se encuentran también presentes, por lo que A&S también es llamada Agua y Sedimento Básico (A&SB).
Otra terminología en la industria petrolera es clasificar las emulsiones directas producidas como duras y suaves. Por definición una emulsión dura es muy estable y difícil de romper, principalmente porque las gotas dispersas son muy pequeñas. Por otro lado, una emulsión suave o dispersión es inestable y fácil de romper. En otras palabras, cuando un gran número de gotas de agua de gran diámetro están presentes, ellas a menudo se separan fácilmente por la fuerza gravitacional. El agua que se separa en menos de cinco minutos es llamada agua libre.
La cantidad de agua remanente emulsionada varía ampliamente desde 1 a 60 % en volumen. En los crudos medianos y livianos (>20 °API) las emulsiones contienen típicamente de 5 a 20 % volumen de agua, mientras que en los crudos pesados y extrapesados (<20 °API) tienen a menudo de 10 a 35 % de agua. La cantidad de agua libre depende de la relación agua/aceite y varía significativamente de un pozo a otro. En este trabajo, la palabra “agua” significa agua producida y es una salmuera conteniendo cloruro de sodio y otras sales.
10 2.2 Agentes emulsionantes
Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la siguiente manera:
- Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo ácidos orgánicos y bases, ácidos nafténicos, ácidos carboxílicos, compuestos de azufre, fenoles, cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular.
- Sólidos finamente divididos, tales como arena, arcilla, finos de formación, esquistos, lodos de perforación, fluidos para estimulación, incrustaciones minerales, productos de la corrosión (por ejemplo sulfuro de hierro, óxidos), parafinas, asfaltenos precipitados.
Los fluidos para estimulación de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables.
- Químicos de producción añadidos tales como inhibidores de corrosión, biácidos, limpiadores, surfactantes y agentes humectantes.
Los surfactantes naturales se definen como macromoléculas con actividad interfacial que tienen un alto contenido de aromáticos y por lo tanto relativamente planas con al menos un grupo polar y colas lipofílicas, con actividad interfacial. Estas moléculas pueden apilarse en forma de micelas. Se forman de las fracciones ácidas de asfaltenos, resinas, ácidos nafténicos y materiales porfirínicos.
11
ocurre en menos de tres días. Es por eso, que la emulsión debe tratarse lo más pronto posible con diferentes agentes tales como: química deshidratante, calor, sedimentación por centrifugación o electrocoalescencia.
La película interfacial formada estabiliza la emulsión debido a las siguientes causas: a) Aumenta la tensión interfacial. Por lo general, para emulsiones de crudo la tensión interfacial es de 30 a 36 mN/m. La presencia de sales también aumenta la tensión interfacial.
b) Forman una barrera viscosa que inhibe la coalescencia de las gotas. Este tipo de película ha sido comparada con una envoltura plástica.
c) Si el surfactante o partícula adsorbida en la interfase es polar, su carga eléctrica provoca que se repelan unas gotas con otras.
12
GRÁFICA 2.1: REPRESENTACIÓN OROGRÁFICA DE LA
ESTABILIZACIÓN DE UNA GOTA DE AGUA POR AGENTES
EMULSIONANTES PRESENTES EN EL PETRÓLEO CRUDO.
FUENTE: Salager J.L. Langmuir 18, 607 (2002). ELABORADO POR: FRANZ MULKY
2.2.1 Propiedades que intervienen en la estabilidad de la emulsión
El rompimiento de la emulsión depende de las siguientes propiedades:
2.2.1.1Tensión interfacial. Una reducción de la tensión interfacial no es suficiente para
aumentar la estabilidad de la emulsión. Se ha encontrado recientemente que los sistemas de tensión ultra-baja producen emulsiones inestables. Estudios de tensión interfacial dinámica entre crudo y agua muestran que la tensión disminuye con el tiempo y que se requieren varias horas de contacto para obtener un valor estable.
13
reducir el IFT a los valores cerca de 15 mN/m. Mientras que los asfaltenos la reducen en 25 mN/m como valor límite. El valor para el petróleo crudo es del orden de 30 mN/m, lo cual revela que hay otros componentes indígenas que influencian el IFT además de las resinas y asfaltenos.
2.2.1.2 Viscosidad de la fase externa. Una viscosidad alta en la fase externa disminuye
el coeficiente de difusión y la frecuencia de colisión de las gotas, por lo que se incrementa la estabilidad de la emulsión. Una alta concentración de las gotas también incrementa la viscosidad aparente de la fase continua y estabiliza la emulsión. Este efecto puede ser minimizado calentando la emulsión.
2.2.1.3 Tamaño de la gota. Gotas muy pequeñas menores de 10 µm generalmente
producen emulsiones más estables. Una amplia distribución de tamaños de partículas resulta en general en una emulsión menos estable.
2.2.1.4 Relación de volumen de fases. Incrementando el volumen de la fase dispersa se
incrementa el número de gotas y/o tamaño de gota y el área interfacial. La distancia de separación se reduce y esto aumenta la probabilidad de colisión de las gotas. Todos estos factores reducen la estabilidad de la emulsión.
2.2.1.5 Temperatura. Usualmente, la temperatura tiene un efecto muy fuerte en la
14
de la emulsión. En presencia de surfactantes aniónicos, un aumento de temperatura aumenta la afinidad de estos por la fase acuosa, mientras que lo inverso ocurre con surfactantes no-iónicos.
2.2.1.6 pH. La adición de ácidos o bases inorgánicos cambia radicalmente la formación
de películas de asfaltenos y resinas que estabilizan las emulsiones agua-aceite. Ajustando el pH se puede minimizar la rigidez de la película que estabiliza la emulsión y aumentar la tensión superficial.
La estabilización de la tensión interfacial depende del pH de la fase acuosa, por lo cual la adsorción en la interfase presenta una histéresis que indica que las diferentes moléculas emulsionantes (surfactantes naturales que contienen grupos ácidos y bases) poseen cinéticas de equilibración muy diferentes.
2.2.1.7 Envejecimiento de la interfase. A medida que la interfase envejece la
adsorción de los surfactantes se completa y debido a las interacciones laterales entre las moléculas aumenta la rigidez de la película hasta un valor estable en unas 3 a 4 horas. Esta película o piel alrededor de la gota llega a ser más gruesa, más fuerte y más dura. Además, la cantidad de agentes emulsionantes se incrementa por oxidación, fotólisis, evaporación o por la acción de bacterias.
2.2.1.8 Salinidad de la salmuera. La concentración de la salmuera es un factor
15
2.2.1.9 Tipo de aceite. Los crudos con aceite de base parafínica usualmente no forman
emulsiones estables, mientras que los crudos nafténicos y de base mixta forman emulsiones estables.
Ceras, resinas, asfaltenos y otros sólidos pueden influenciar la estabilidad de la emulsión. En otras palabras, el tipo de crudo determina la cantidad y tipo de emulsionantes naturales.
2.2.1.10 Diferencia de densidad. La fuerza neta de gravedad que actúa en una gota es
directamente proporcional a la diferencia en densidades entre la gota y la fase continua. Aumentando la diferencia de densidad por incremento de la temperatura se logra aumentar la velocidad de sedimentación de las gotas y por ende, se acelera la coalescencia.
2.2.1.11Presencia de cationes. Los cationes divalentes como calcio y magnesio tienen
tendencia a producir una compactación de las películas adsorbidas, probablemente por efecto de pantalla electrostática de un lado, y por otro, la precipitación de sales insolubles en la interfase.
2.2.1.13 Propiedades reológicas interfaciales. Generalmente, cuando una interfase con
16
Para una interfase Newtoniana las propiedades reológicas que determinan el movimiento interfacial son la viscosidad de cillazamiento interfacial ηs, la viscosidad dilatacional interfacial ηd y el gradiente de tensión interfacial. ηs describe la resistencia de la interfase a cambiar de forma en un elemento diferencial de la interfase, el área se mantiene constante y se mide la resistencia de la película.
La viscosidad ηd, al igual que la elasticidad interfacial dilatacional εd, se mide sólo por la dilatación-compresión de la película sin aplicar cillazamiento. Estas propiedades describen la resistencia de la superficie a los cambios en el área interfacial. En la gráfica 2.3 se muestra esquemáticamente las fuerzas de cizalla y dilatacional sobre la interfase, las cuales determinan la viscosidad de cizallamiento y la dilatacional, respectivamente.
GRÁFICA 2.2: ESQUEMA DE LOS FACTORES FÍSICO–QUÍMICOS
RELACIONADOS CON LAS INTERACCIONES ENTRE DOS GOTAS DE
FASE DISPERSA EN UNA EMULSIÓN W/O.
17 2.3 Módulo dilatacional interfacial
Se define el módulo dilatacional interfacial como el aumento en la tensión interfacial para una unidad de área superficial, por lo tanto, es una medida de la resistencia para la creación de gradientes de tensión interfacial, y la tasa a la cual tales gradientes desaparecen después de la deformación.
GRÁFICA 2.3: ESQUEMA DE LAS FUERZAS DE CORTE Y DILATACIONAL
RELACIONADAS CON LAS MEDICIONES DE LAS VISCOSIDADES
CORRESPONDIENTES EN UNA INTERFASE AGUA-ACEITE.
FUENTE: Salager J.L. Deshidratación de crudo. ELABORADO POR: FRANZ MULKY
18
ECUACIÓN 2.1: MÓDULO DILATACIONAL INTERFACIAL
FUENTE: FÍSICA GENERAL. F BUECHE ELABORADO POR: FRANZ MULKY
Puede ser expresado como la suma de la contribución elástica y la viscosidad
ECUACIÓN 2.2: MÓDULO DILATACIONAL ELÁSTICA
FUENTE: FÍSICA GENERAL. F BUECHE ELABORADO POR: FRANZ MULKY
Siendo la elasticidad dilatacional (mN/m) y, es la viscosidad dilatacional (mN/m.s) calculada por:
ECUACIÓN 2.3: ELASTICIDAD DILATACIONAL
=
19
ECUACIÓN 2.4: VISCOSIDAD DILATACIONAL
FUENTE: FÍSICA GENERAL. F BUECHE ELABORADO POR: FRANZ MULKY
Donde:
ε = módulo dilatacional interfacial
|ε| = módulo de elasticidad a una frecuencia particular = velocidad angular (1/s).
ηd = viscosidad dilatacional (mN/m.s) εd = elasticidad interfacial dilatacional
= elasticidad dilatacional (mN/m) θ = ángulo de fase
2.4 Prevención de la formación de la emulsión agua en petróleo
20
La mejor forma de deshidratar es evitar que se produzca la emulsión o por lo menos reducir al máximo las condiciones que favorezcan la emulsionación, a saber la producción conjunta de varios fluidos y la agitación (Salager 1987 a).
En pozos fluyentes, una agitación considerable es generalmente causada por el gas disuelto saliendo de la solución (el gas se desorbe) conforme decrece la presión. Este gas también causa turbulencia cuando fluye junto con la mezcla difásica agua-aceite a través de accesorios y restricciones en la tubería de producción; pasa por supuesto lo mismo cuando se utiliza el levantamiento con gas. Esta turbulencia puede ser reducida, pero no eliminada, instalando un estrangulador de fondo. Este estrangulador reduce la estabilidad de la emulsión por las siguientes causas:
a) Hay menos presión diferencial.
b) La temperatura de fondo de pozo es considerablemente más alta que la temperatura en la superficie.
c) Hay flujo laminar para una gran distancia corriente abajo del estrangulador de fondo y por lo tanto, menos turbulencia.
Actualmente, el 90 % de las técnicas utilizadas para la extracción de petróleo crudo generan o agravan los problemas de emulsionación. Los químicos usados en las fracturas de la formación, estimulaciones de pozos, inhibición de corrosión, etc., frecuentemente causan problemas de emulsionación muy severos, por lo que existen también métodos para romperlas, tales como el calentamiento, aditivos químicos, tratamiento eléctrico y asentamiento.
21
2.5 Mecanismo de ruptura de la emulsión agua en petróleo
Diversos estudios se han hecho sobre los mecanismos de ruptura de una emulsión W/O. Según el análisis de Jeffreys y Davies en 1971 estas etapas se reducen a tres:
2.5.1 Etapa 1. Acercamiento macroscópico de las gotas
Cuando las gotas de fase dispersa son más o menos grandes se aproximan por sedimentación gravitacional, gobernadas por las leyes de Stokes (basada en la suposición de gotas esféricas rígidas, ecuación 2.5) o de Hadamard (movimiento convectivo interno en las gotas y efecto de la viscosidad de la fase interna, ecuación 2.6), pero sí son menores de 5 µm está presente el movimiento Browniano.
ECUACIÓN 2.5: VELOCIDAD DE SEDIMENTACIÓN DE STOKES
FUENTE: FÍSICA GENERAL. F BUECHE ELABORADO POR: FRANZ MULKY
ECUACIÓN 2.6: VELOCIDAD DE SEDIMENTACIÓN DE HADAMARD
22 Donde:
Vs= velocidad de sedimentación de Stokes (cm/s) VH = velocidad de sedimentación de Hadamard (cm/s) ρ1= densidad de agua (g/
ρ2= densidad del crudo (g/
g= aceleración de la gravedad (cm/
r= radio de las gotas dispersas en el crudo (cm) ηe= viscosidad de la fase externa (cp)
ŋi= viscosidad de la fase interna (cp) ƒs= factor de Stokes (1/cm.s)
Una velocidad de sedimentación del orden de 1 mm por día es suficientemente baja para que el movimiento de convección térmica y el movimiento Browniano la compensen. Esto indica que el problema de sedimentación puede volverse muy severo para crudos pesados o extrapesados, para los cuales la diferencia de densidad es poca y la viscosidad es alta.
De los parámetros incluidos en la ecuación (5), la viscosidad es la que presenta mayor influencia, producto de la gran sensibilidad de este parámetro ante variaciones en la temperatura. En la gráfica 2.4 se muestra la variación de la velocidad de asentamiento con la temperatura en términos del factor de Stokes (fs = Vs/r2) para crudos de distintas
23
cuando se considera una pequeña variación en la gravedad API o se incrementa la temperatura.
GRÁFICA 2.4: VARIACIÓN DEL FACTOR DE STOKES CON LA
TEMPERATURA Y LA GRAVEDAD API.
FUENTE: Emulsion by an Electrostatic Coalescence Methodology. ELABORADO POR: FRANZ MULKY
2.5.2 Etapa 2. Drenaje de la película
Al final de la etapa anterior, las gotas se deforman y se genera una película intergota, dando inicio así a la segunda etapa del proceso llamada “drenaje de la película”, donde están involucrados fenómenos interfaciales relacionados con la presencia de surfactantes adsorbidos.
24
La velocidad de drenaje de la película depende de las fuerzas que actúan en la interfase de la película. Cuando dos gotas de fase interna de una emulsión se aproximan una a la otra debido a las fuerzas gravitacionales, convección térmica o agitación, se crea un flujo de líquido entre ambas interfases y el espesor de la película disminuye.
El flujo de líquido de la película trae consigo moléculas de surfactantes naturales adsorbidas debido al flujo convectivo creando un gradiente de concentración en la interfase.
Este gradiente de concentración produce una variación en el valor local de la tensión interfacial (gradiente de tensión) que genera una fuerza opuesta al flujo de líquido fuera de la película, gráfica 2.5 y 2.6.
GRÁFICA 2.5: EFECTO DEL DRENAJE DE LA PELÍCULA SOBRE LA
CONCENTRACIÓN DE SURFACTANTES NATURALES.
25
GRÁFICA 2.6: EFECTO DE LA CONCENTRACIÓN SUPERFICIAL SOBRE
LA VARIACIÓN EN LA TENSIÓN INTERFACIAL EN EL INTERIOR DE LA
PELÍCULA DRENADA.
FUENTE: Staiss F., R. Bohm and R. Kupfer, 1991. Improved Demulsifier Chemistry ELABORADO POR: FRANZ MULKY
El esfuerzo de corte asociado con el drenaje tiende a concentrar la mayor parte de las moléculas de surfactante natural fuera de la película y a disminuir su concentración en el interior de la película. Las moléculas de desemulsionantes son adsorbidas en los espacios dejados por los surfactantes naturales en la película, gráfica 2.7 y 2.8.
26
El acercamiento también pueden ser demorado por fenómenos electrocinéticos como el efecto electroviscoso denominado “potencial de flujo” (fuerza opuesta al drenaje de la película) y/o un aumento de la viscosidad interfacial (formación de una película interfacial rígida e inmovilización de la capa de aceite que solvata las colas lipofílicas). La mejor forma de eliminar estos efectos es anular las interacciones del surfactante natural, lo cual se logra mediante la formulación fisicoquímica.
GRÁFICA 2.7: ILUSTRACIÓN ESQUEMÁTICA DE LA ADSORCIÓN DEL
SURFACTANTE DESHIDRATANTE EN LA SUPERFICIE LIBRE DE LA
PELÍCULA.
27
GRÁFICA 2.8: EFECTO DE LA CONCENTRACIÓN SUPERFICIAL DEL
SURFACTANTE NATURAL Y LAS MOLÉCULAS DE DESHIDRATANTE
SOBRE LA VARIACIÓN DE LA TENSIÓN INTERFACIAL EN EL INTERIOR
DE LA PELÍCULA DRENADA.
FUENTE: Staiss F., R. Bohm and R. Kupfer, 1991. Improved Demulsifier Chemistry ELABORADO POR: FRANZ MULKY
2.5.3 Etapa 3. Coalescencia
La coalescencia se define como un fenómeno irreversible en el cual las gotas pierden su identidad, el área interfacial se reduce y también la energía libre del sistema (condición de inestabilidad). Sin embargo, este fenómeno se produce sólo cuando se vencen las barreras energéticas asociadas con las capas de emulsionante adsorbido y la película de fase continua entre las dos gotas. Esta etapa puede considerarse como instantánea respecto a las dos primeras etapas.
28
29
CAPÍTULO III
3. MÉTODOS DE TRATAMIENTO PARA LA DESHIDRATACIÓN
Dependiendo del tipo de aceite y de la disponibilidad de recursos se combinan cualquiera de los siguientes métodos típicos de deshidratación de crudo: Químico, térmico, mecánico y eléctrico. 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 W/O.
3.1 Tratamiento químico
El tratamiento químico consiste en aplicar un producto desemulsionante sintético denominado en las áreas operacionales de la industria petrolera como “química deshidratante”, 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 corriente abajo. La inyección de desemulsionante antes de una bomba, asegura un adecuado contacto con el crudo y minimiza la formación de emulsión por la acción de la bomba.
Hay varias teorías que tratan de explicar el efecto que los compuestos químicos desemulsionantes producen sobre las emulsiones.
Las más importantes son:
30
Durante este proceso se alcanzaría la condición intermedia de separación completa de las dos fases.
2. La acción de los compuestos químicos desemulsionantes hacen que la película del agente emulsionante, que rodea las gotas de agua, adquiera una rigidez quebradiza hasta provocar una contracción que causa el rompimiento de la película, con lo cual las gotas de agua se juntan y decantan.
3. La adición de surfactantes a una emulsión causa una reducción notable de la tensión superficial entre los líquidos en contacto, permitiendo que las diminutas gotas de la fase dispersa se junten y decanten.
Esta es la teoría que se considera más importante, por ser la más moderna y aceptada.
Diferentes estudios han demostrado que el mecanismo físico-químico de acción de los agentes deshidratantes o desemulsionantes está asociado a la formulación óptima del sistema (SAD = 0, siendo SAD la Diferencia de Afinidad del Surfactante).
31
del surfactante está en la fase media. Para el caso de emulsiones agua en crudo es poco corriente poder observar tal sistema trifásico y la inestabilidad se detecta por el progreso de la coalescencia y la evolución de la tensión interfacial dinámica.
Para conseguir esta condición en una emulsión W/O que ya contiene un surfactante lipofílico (modelo de los surfactantes naturales en el crudo), se debe añadir un surfactante hidrofílico de peso molecular promedio o bajo (modelo agente deshidratante) de manera que el parámetro característico de la mezcla produzca una emulsión inestable. La formulación óptima es independiente de la concentración de surfactante y de la cantidad de la fase media, el surfactante es atrapado en una microemulsión. Por lo general, los desemulsionantes comerciales son mezclas de varios componentes que tienen estructuras químicas diferentes y materiales poliméricos, así como una amplia distribución de peso molecular. Están conformados por un 30 a 50% de materia activa (surfactantes) más la adición de solventes adecuados, tales como nafta aromática y alcoholes.
Entre los más utilizados están los copolímeros bloques de óxido de etileno y de óxido de propileno, las resinas alquil-fenol formaldehídas, las poliaminas, alcoholes grasos, aminas oxialquiladas y poliesteramianas y sus mezclas. En la tabla 1 se presentan algunos de los productos surfactantes utilizados como agentes deshidratantes para romper emulsiones W/O.
32
TABLA 3.1: HISTORIA DEL USO DEL DESHIDRATANTE
FUENTE: Staiss F. R. Bohm and R. Kupfer, 1991. Improves Demulsifier Chemistry. ELABORADO POR: FRANZ MULKY
3.1.2 Producto químicos
Los productos químicos tienen la siguiente clasificación.
3.1.2.1 Clasificación
Los productos químicos que se utilizan en la deshidratación de crudos y en la clarificación de aguas efluentes afectan la tensión superficial e interfacial del petróleo y el agua. Los mismos reciben el nombre de “Surfactantes”, y de acuerdo con su naturaleza físico-química se pueden clasificar en dos grandes grupos:
3.1.2.1.1 Según la carga
Los surfactantes son productos químicos de moléculas poliatómicas de alto peso
33 - Catiónicos: anfífilo cargado positivamente
- Aniónico: anfífilo cargado negativamente
- No Iónico: anfífilo neutro.
3.1.2.1.2 Según la solubilidad en agua o aceite
Debido a que las moléculas de surfactantes poseen un extremo con afinidad al agua y el otro al aceite, los productos químicos surfactantes se clasifican según el extremo dominante, en:
- Hidrofílicos: Su extremo dominante posee afinidades hacia el agua.
- Lipofílicos: Son aquellos que poseen una afinidad dominante hacia el aceite.
GRÁFICA 3.1: AFINIDAD SURFACTANTE
FUENTE: Manual de deshidratación, Ing. Fausto Ramos ELABORADO POR: FRANZ MULKY
34 3.1.3 Aspectos prácticos y tecnológicos
De entre los aspectos prácticos y tecnológicos se tiene:
3.1.3.1 Aplicación del mapa de formulación a la deshidratación de crudos
En la historia de un pozo ocurre en general un aumento paulatino del porcentaje de agua producida. Uno de los problemas más severos es el aumento de viscosidad de las emulsiones W/O con el contenido de agua, el cual provoca problemas de bombeo y de reducción de la producción.
Para encontrar solución a este problema conviene estudiar la influencia de las variables de composición conjuntamente con la de la variable generalizada de formulación SAD ó HLD. A tal efecto se usan sistemas modelos compuestos por un ternario surfactante-aceite-salmuera.
Tales sistemas poseen dos variables independientes de composición, las cuales se expresan en general, como la concentración de surfactante y la relación agua-aceite WOR.
La concentración del surfactante tiene una influencia general bien definida. Debajo de una cierta concentración “crítica” no hay suficiente surfactante en el sistema para estabilizar una emulsión. Al contrario, el WOR tiene un efecto más difícil de entender, ya que éste se combina con el de la formulación. Se sabe que un aumento del contenido de agua de una emulsión W/O (formulación SAD > 0) termina siempre por invertirse en una emulsión O/W cuando el porcentaje de agua llega a 70-80%.
35
Para tratar un sistema susceptible de producir una emulsión W/O estable ubicada en B+ ó A+ (SAD > 0) por efecto de los surfactantes naturales, basta añadir un surfactante hidrofílico disuelto en una fase aceite, de manera tal que al combinarse con los surfactantes naturales produzca SAD = 0 o SAD levemente negativo, como se muestra en la gráfica 3.2, caso 1. En tales condiciones, se obtendrá una emulsión W/O inestable. Si al mismo sistema se añade un surfactante hidrofílico disuelto en una cantidad notable de agua, de forma que el SAD resultante sea cero en la frontera A+/A- ó levemente negativo en A-, se obtendrá una emulsión O/W inestable, gráfica 3.2, caso 2. Este puede ser mejor que el caso 1 si el crudo es viscoso, ya que la emulsión W/O puede ser difícil de bombear.
Si se añade un surfactante hidrofílico y agua en cantidades suficientes para producir SAD < 0 en la zona A-, se puede obtener una emulsión O/W estable, gráfica 3.2, caso 3, lo que puede ser interesante para ciertos tipos de aplicaciones, como es el caso de transporte de crudos pesados o la producción de emulsiones combustibles.
En la mayoría de los casos el problema es diferente y consiste en añadir la química deshidratante a una emulsión ya estabilizada por surfactantes naturales. En lo que concierne a la deshidratación, el cambio de B+ (SAD > 0) al límite de B+/B- (SAD = 0) ó a B- (SAD < 0 cerca de cero), y el cambio de B+ ó A+ al límite A+/A- (SAD = 0) ó a A- (SAD < 0) producen esencialmente los mismos efectos que para un sistema pre-equilibrado.
36
deshidratante se incorpore al sistema en un vehículo solvente miscible con la fase externa de la emulsión que se ha de romper.
GRÁFICA 3.2: UTILIZACIÓN DEL MAPA DE FORMULACIÓN WOR PARA
EL TRATAMIENTO DE EMULSIONES DE CAMPO TIPO W/O
FUENTE: Salager J.L. Deshidratación de crudo. ELABORADO POR: FRANZ MULKY
3.1.4 Pruebas de botella.
La prueba de botella es uno de los métodos de selección de productos químicos deshidratantes. Se denomina así por el tipo de recipiente que se usa, en el cual se vierte cierta cantidad de la muestra emulsionada que será tratada.
37
También, indicará la proporción de compuesto químico necesaria para tratar el volumen de petróleo emulsionado que se está proyectando del yacimiento.
Adicionalmente en estas pruebas especiales se determina la necesidad o no del tratamiento térmico complementario al tratamiento químico y su correspondiente temperatura de tratamiento.
Es importante bajo el punto de vista operacional y económico, hacer todos los esfuerzos y tentativas posibles para lograr un tratamiento a temperatura ambiente, el cual involucrará solamente el uso de un rompedor de emulsión y de otros medios mecánicos de deshidratación. Si lo anterior no es posible alcanzarse, entonces sí se debe apelar al tratamiento térmico adicional.
GRÁFICA 3.3: PROCEDIMIENTO PARA LA REALIZACIÓN DE LA PRUEBA
DE BOTELLA.
38
GRÁFICA 3.4: ACCIÓN DEL DESHIDRATANTE DOSIFICADO EN LAS
PRUEBAS DE BOTELLA EN UN MAPA DE ESTABILIDAD FORMULACIÓN
FUENTE: Criterios para el Diseño Conceptual de Procesos de Deshidratación ELABORADO POR: FRANZ MULKY
3.1.5 Sistemas de Inyección de Químicas
La inyección de la química deshidratante al crudo se puede realizar mediante: GRÁFICA 3.5: SISTEMA DE DOSIFICACIÓN POR GOTEO
39
GRÁFICA 3.6: INYECCIÓN DE QUÍMICA MEDIANTE INYECTORES A
PRESIÓN
FUENTE: PETROPRODUCCIÓN ELABORADO POR: FRANZ MULKY
Dentro del proceso de Deshidratación de Crudos, uno de los factores más importante es la escogencia del producto químico “Demulsificante”
El conocimiento del sistema de producción del crudo a tratar, permite lograr una excelente escogencia del punto de inyección de la química.
3.1.6 Evaluación de Químicas – Laboratorio
40
Básicamente se realizan mediante análisis conocidos como “Pruebas de Botella”, sin embargo existen otros métodos con buena eficiencia en la evaluación de químicas, como el uso del equipo “Dinamic Coalescer”. Ambas pruebas tienen muchos pasos en común que se deben cumplir dentro de la programación de la realización de las evaluaciones de laboratorio, para las cuales se deben cumplir las siguientes etapas:
3.1.6.1 Captación de las muestras.
a. Captación de la muestra sin tratamiento químico. b. Envases preferiblemente nuevos
c. La muestra de crudo debe ser representativa de toda la segregación. d. Drenar las líneas de los toma muestras.
e. En crudos con mucho contenido de gas, o muestras con altas temperaturas, se recomienda captar la muestra por etapas, hasta completar llenar el envase.
3.1.6.2 Manejo de las muestras de laboratorio.
a. Mantener las muestras de crudo a una temperatura similar a la del campo hasta el comienzo de las pruebas.
b. Anotar el volumen total de la muestra, volumen de agua libre separada y volumen de crudo emulsionado.
c. Muestras procedentes de Estaciones de Flujo, preparar muestra representativa en base al volumen porcentual de producción de cada una de ellas.
41
3.1.6.3 Metodología en la realización de las Pruebas de Botella.
En el siguiente gráfico se visualiza los pasos a seguir en la evaluación de laboratorio.
GRÁFICA 3.7: PASOS A SEGUIR EN LA EVALUACIÓN DE LABORATORIO
FUENTE: NEXT
ELABORADO POR: FRANZ MULKY
Para cada muestra en estudio, se determinan los siguientes datos:
• Volumen de agua libre separada.
• Calidad del agua.
• Calidad de la interfase crudo – agua.
• Porcentaje de agua emulsionada total remanente.
42
La eficiencia del tratamiento del crudo para cada dosificación utilizada, se determina de acuerdo a:
ECUACIÓN 3.1 PORCENTAJE DE EFICIENCIA
% Eficiencia = ((% Agua Inicial - % Agua Final) / % Agua Inicial) x 100
FUENTE: PETROPRODUCCIÓN ELABORADO POR: FRANZ MULKY
Es importante observar en las gráficas si la química en evaluación causa sobretratamiento.
GRÁFICA 3.8: PORCENTAJE DE EFICIENCIA DEL TRATAMIENTO
QUÍMICO NORMAL
FUENTE: NEXT
43
GRÁFICA 3.9: PORCENTAJE DE EFICIENCIA DEL TRATAMIENTO
QUÍMICO SOBRE-TRATADO
FUENTE: NEXT
ELABORADO POR: FRANZ MULKY
3.1.6.4 Evaluación de Químicas mediante el Dinamic Coalescer.
Este método, permite una simulación más real de las condiciones de campo.
44
GRÁFICA 3.10: DIAGRAMA DEL DINAMIC COALESCER
FUENTE: PETROPRODUCCIÓN ELABORADO POR: FRANZ MULKY
Para cada segregación de crudo, es necesario determinar las condiciones de operación en las que se realizarán las pruebas como son:
• Determinación de la velocidad de agitación
• Determinación del tiempo de mezclado.
• Determinación de la dosificación óptima.
45
GRÁFICA 3.11: PARÁMETROS DE CONTROL EN EVALUACIONES DE
QUÍMICAS
FUENTE: NEXT
ELABORADO POR: FRANZ MULKY
3.1.6.5 Reporte de los resultados de las pruebas.
Se debe iniciar:
1. Identificación del laboratorio 2. Fecha de la evaluación 3. Método utilizado
46
5. Condiciones iniciales como Gravedad API, % agua libre, % de agua emulsionada, temperatura de campo, sitio de muestreo y si se trata o no de una muestra compuesta.
TABLA 3.2: TABLA DE REPORTE DE RESULTADOS DE LAS PRUEBAS DE
BOTELLA
FUENTE: FORMULACIÓN Y FABRICACIÓN DE EMULSIONES PARA OBTENER LAS PROPIEDADES DESEADAS.
ELABORADO POR: FRANZ MULKY
3.1.7 Medición de la estabilidad
47
externa. El resultado del primer método depende considerablemente de la posición del muestreo y el segundo puede emplearse solo una vez porque altera el estado del sistema. Por lo tanto, la estabilidad de una emulsión se relaciona en general con el volumen de las fases separadas. Después de algún tiempo, el sistema se separa típicamente en tres zonas: una zona central que contiene una nata o emulsión de alto contenido de fase interna y dos fases separadas: la interna (coalescida) y la externa (clarificada). Se ha demostrado recientemente que estos criterios dan resultados satisfactorios cuando se les da una buena interpretación. La gráfica 3.5 indica la fracción de volumen coalescido en función del tiempo. Esta curva posee una forma sigmoidea, la cual es característica de un proceso con varias etapas. Durante un cierto período inicial no se separa ningún tipo de volumen, este periodo de iniciación corresponde a la sedimentación de gotas y al drenaje de la fase externa hasta alcanzar una emulsión compactada en la cual las gotas “no se tocan”. En realidad, las gotas están separadas por una película delgada de fase externa, en la cual la interacción entre las interfases empieza a jugar un papel importante y puede producir un efecto notable de retraso en el proceso de coalescencia. Cuando las películas intergotas llegan a alcanzar un espesor del orden de 200 Å son susceptibles de romperse, provocando así la coalescencia de las gotas y la formación de un volumen de fase separado. Esta etapa corresponde a la parte ascendiente de la curva, cuya forma sigmoidea puede interpretarse como la función acumulativa de una distribución normal o log-normal, lo que no es de extrañar por el carácter aleatorio del proceso de ruptura.
48
coalescido y V∞ el volumen total o fijado usado como referencia, como se muestra en la gráfica 3.6.
GRÁFICA 3.5: FRACCIÓN DE VOLUMEN COALESCIDO O CLARIFICADO
EN FUNCIÓN DEL TIEMPO.
FUENTE: . Proceedings of SPE Oilfield Chemical International Symposium ELABORADO POR: FRANZ MULKY
GRÁFICA 3.6: VARIACIÓN DE LA ESTABILIDAD DE LA EMULSIÓN W/O
EN FUNCIÓN DE LA CONCENTRACIÓN DEL DESHIDRATANTE PARA LA
COALESCENCIA DE 2/3 DEL VOLUMEN FIJADO V.
49
3.1.8 Cinética de adsorción de los surfactantes deshidratantes
La adsorción de un surfactante en una superficie gas-líquido o una interfase líquido-líquido produce una reducción de la tensión interfacial, que favorece tanto la deformación y la ruptura de la interfase, como la formación de sistemas dispersos (emulsiones o espumas), o la movilización del petróleo residual en la recuperación mejorada de crudos, entre otros fenómenos de gran interés industrial.
Midiendo la evolución de la tensión interfacial en función del tiempo para sistemas SOW (surfactante-aceite-agua) se puede obtener importante información sobre la cinética de adsorción del surfactante deshidratante y su influencia en la estabilidad de la emulsión.
Los efectos cinéticos más importantes en la ruptura de emulsiones son:
1. El producto más eficaz para una formulación en SAD = 0 parece ser aquél que se adsorbe más rápido en la interfase para bajar la tensión interfacial.
2. La transferencia de masa del deshidratante hidrofílico desde el aceite hacia la interfase depende de:
• Su peso molecular y estructura
• La fuerza motriz
• Calidad de la formulación (tensión interfacial)
• Presencia de aditivos acelerador de transferencia.
50
surfactantes de tamaño similar, las diferencias en la velocidad de adsorción pueden ser atribuidas a la profundidad de adsorción; la cual está determinada por las isotermas de adsorción al equilibrio.
3.1.9 Sinergismo entre los surfactantes y aditivos químicos
El estudio de los efectos sinergéticos de los aditivos químicos es de gran importancia en las operaciones de producción en la industria petrolera, lo cual ha recibido recientemente atención debido al incremento de las restricciones ambientales y de los costos de producción en los cuales el uso de aditivos químicos juega un papel importante. (VER ANEXO 3)
Los aditivos químicos son utilizados para combatir varios problemas operacionales tales como corrosión, presencia de espumas y formación de emulsiones no deseadas. Aunque se ha encontrado que la química puede ser efectiva cuando se usa sola, no hay garantía que tenga un buen rendimiento cuando están presentes como parte de un coctel de aditivos en la producción de fluidos que entran al separador primario. Poco es conocido acerca de las interacciones entre estos aditivos químicos y sus efectos en la separación de las fases gas/aceite/agua.
Yang et al. investigaron la manera en la cual los aditivos químicos interactúan y sus efectos sobre la estabilidad de emulsiones con miras a desarrollar estrategias para la reducción del inventario de químicos.
51
como en aceite incrementan la estabilidad de la emulsión significativamente. En cambio, los anti-espumantes tienen poca influencia.
Hay evidencias de efectos sinergéticos entre los surfactantes naturales del petróleo crudo.
3.1.10 Factores para la selección de un sistema de tratamiento crudo.
Adicionalmente a lo anteriormente expuesto para la selección de un sistema de tratamiento de crudo adecuado, los siguientes factores forman parte de la selección definitiva del tratamiento a seguir:
1. Dureza o apretado de la emulsión.
2. Gravedad específica del aceite (crudo pesado, liviano o intermedio) y del agua de producidos.
3. Cantidad de fluido a ser tratado.
4. Porcentaje de agua presente en la producción. 5. Salinidad del agua presente en la producción 6. Efecto corrosivo del aceite, agua o gas. 7. Tendencia del agua a formar incrustaciones. 8. Tendencia del crudo a formar parafinas.
52
3.1.11 Otras consideraciones del tratamiento del crudo.
• La separación agua/aceite tiene que ver con el rompimiento de la emulsión; se debe desactivar o eliminar el efecto del producto emulsificante que está formando la emulsión. Para esto, se pueden utilizar los siguientes procedimientos:
• Utilización de un producto químico que neutralice el efecto emulsificante.
• Utilización de la energía térmica que desactiva o debilita el efecto que está produciendo la emulsión.
• Adicionalmente, el calor agregado al sistema disminuirá la viscosidad del crudo los cual ayudará a la separación agua/aceite.
• En general, el sistema de tratamiento deberá tener un tiempo de reposo suficiente para que las gotas de agua coalescan. En consecuencia, en este proceso deberá haber consideración de los siguientes parámetros:
‐ Temperatura. ‐ Viscosidad. ‐ Tiempo de reposo.
‐ Dimensionamiento del recipiente.
3.1.12 Pasos para la selección de productos desemulsionante:
1. Se realiza un toma de muestra de crudo emulsionado de campo sin tratar, por cada una de las empresas suplidoras, y éstas hacen un proceso de selección de sus mejores productos y los recomiendan a la empresa petrolera.
53
dadas en campo, de temperatura de operación y tiempo de reposo, y evaluando la eficiencia de los productos a diferentes dosificaciones.
Finalmente, se realiza una selección para lo cual se toma en cuenta la concentración usada, velocidad de separación del agua, contenido de agua remanente en el crudo, calidad de agua decantada, características de la interfase y precio del producto.
3. Al final del producto seleccionado se evalúa en el campo, ajustando la dosificación a niveles óptimos.
De acuerdo con los resultados técnico-económicos obtenidos, se define su uso como sustituto del existente en el sistema o como opción para utilizarlo en caso de requerimiento.
Existe un procedimiento por el cual debe regirse esta prueba para que sus resultados sean confiables. Este procedimiento es el siguiente:
1. La muestra debe ser representativa del petróleo emulsionado que va a ser tratado.
2. La muestra debe ser fresca, y deberá procesarse tan pronto como sea posible. 3. Se deben simular durante la prueba las condiciones de agitación, y temperatura presentes en el sistema de bombeo de crudo que será utilizado.
3.2 Tratamiento térmico
54 3.2.1 Calentadores
Los tratadores-calentadores pueden ser de tipo directo e indirecto en función de la forma en que se aplica el calor.
Dependiendo del tipo de crudo y la temperatura requerida para la deshidratación se tiene:
3.2.1.1 Tratamiento directo
Se aplica básicamente en crudos pesados que requieran temperaturas de calentamiento igual o mayores a 180º F la cual se logra haciendo pasar el crudo directamente a través de calentadores.
GRÁFICA 3.7: SISTEMA DE CALENTADORES DE CRUDOS
55 3.2.1.2 Tratamiento indirecto
Se aplica básicamente en crudos medianos o pesados que requieran temperaturas de calentamiento en el orden de 160ºF se alcanza inyectando agua caliente a la línea de crudo.
Se utilizan calentadores similares a los anteriores llamados hornos, para el calentamiento del agua.
En los calentadores de tipo directo el calor es transferido por contacto directo de la corriente alimentada con la superficie interna del calentador. Aunque este tipo presenta problemas de sedimentos y de corrosión pueden manejar mayores volúmenes de fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos. Operan eficientemente en procesos de baja presión y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos. Los más utilizados son los calentadores de fuego directo con cajas de fuego de tipo vertical, como se muestra en la gráfica 3.8.
El diseño normal de un calentador tipo vertical cumple las siguientes funciones:
1) Desgasificado de la emulsión de entrada;
2) Remoción de arenas, sedimentos y agua libre previo al calentamiento;
56
GRÁFICA 3.8: COMPONENTES BÁSICOS DE UN CALENTADOR DE
CRUDO A FUEGO DIRECTO: (1) CUERPO DEL CALENTADOR, (2) CAJA
DE FUEGO, (3) VÁLVULA DE VENTEO, (4) TERMO-VÁLVULA, (5)
ELEMENTO SENSOR DE TEMPERATURA, (6) PILOTO, (7) QUEMADOR, (8)
VÁLVULA DE SEGURIDAD, (9) DISCO DE RUPTURA O RESISTENCIA, (10)
DEPURADOR DE GAS, (11) CHIMENEA.
FUENTE: MANUAL DE DESHIDRATACIÓN, ING. FAUSTO RAMOS ELABORADO POR: FRANZ MULKY
1
9
11
5
6
8
3
10
4
2
57
El crudo deshidratado caliente puede ser usado para precalentar la emulsión de entrada usando un intercambiador de calor. Los calentadores no son recomendables para remover grandes cantidades de agua libre, debe usarse un separador EAL o FKW.
Las mismas funciones básicas son previstas en un calentador directo tipo horizontal. La alimentación es parcialmente desgasificada, luego es direccionada hacia la parte de abajo del equipo para la separación del agua libre y la arena. Después, la alimentación es calentada y sufre una última desgasificación. Posteriormente, a través de un distribuidor pasa a un baño de agua para finalmente pasar a la sección de coalescencia Las partículas sólidas, tales como arena, escama, productos de corrosión se depositarán en la parte inferior de estos equipos. Si estos sedimentos no son removidos puede causar los siguientes problemas: 1) Acumularse y ocupar un volumen importante en el recipiente y eventualmente bloquear la corriente de alimentación;
2) Bloquear la transferencia de calor, ocasionando finalmente el colapso del equipo de calentamiento;
3) Interferir en los controles de nivel, ánodos, válvulas, medidores y bombas;
4) Asimismo pueden incrementar el crecimiento bacteriano y la velocidad de corrosión.
Para prevenir la deposición de estos sedimentos se pueden instalar “hidrojets” que operando a 30 psia por arriba de la presión de operación del calentador, removiendo los sedimentos para su posterior drenado por la parte inferior del recipiente. Otra alternativa es usar inhibidores de corrosión.
58
utilizados en instalaciones donde es posible recuperar calor, tales como el gas caliente de salida de las turbinas.
En general el calentamiento ya sea de tipo directo o indirecto tiene las siguientes ventajas:
1. Reduce la viscosidad de la fase continua: un incremento en la temperatura de 10 °F baja la viscosidad de la emulsión por un factor de 2.
2. Incrementa el movimiento browniano y la colisión de las gotas de agua para su coalescencia.
3. Incrementa la diferencia de densidad entre la salmuera y el crudo. 4. Promueve una mejor distribución del desemulsionante.
5. Disuelve las parafinas cristalizadas que le dan estabilidad a las emulsiones. 6. Debilita la película de emulsionante que rodea a las gotas de agua.
Sin embargo el calentamiento presenta las siguientes desventajas:
1. Provoca la migración de los compuestos más volátiles del crudo hacia la fase gas. Esta pérdida de livianos ocasiona una disminución de volumen del crudo calentado y una disminución en su gravedad API.