INGENIERÍA DE GAS Y PETROLEO
INGENIERÍA DE GAS Y PETROLEO
PROYECTO DE GRADO
PROYECTO DE GRADO
“DISEÑO Y
“DISEÑO Y OPTIMIZACION DE DEMULSIFICANTES
OPTIMIZACION DE DEMULSIFICANTES
AGUA – PETROLEO, APLICADO AL CAMPO
AGUA – PETROLEO, APLICADO AL CAMPO
YAPACANI”
YAPACANI”
MODALIDAD:
MODALIDAD: PROYECTO DE GRADO
PROYECTO DE GRADO
POSTULANTE:
POSTULANTE: RUBÉN MENACHO AGUILERA
RUBÉN MENACHO AGUILERA
TUTOR:
TUTOR: ING
ING
.. JOHANN GARY RUIZ GUZMAN JOHANN GARY RUIZ GUZMANSANTA CRUZ –BOLIVIA
SANTA CRUZ –BOLIVIA
2012
2012
ÍNDICE
ÍNDICE
CAPITULO CAPITULO 1………1………...…………...11 INTRODUCCION……… INTRODUCCION………...………...11 1.1 ANTECEDENTES………1 1.1 ANTECEDENTES………1 1.2 DELIMITACIONES……….2 1.2 DELIMITACIONES……….2 1.2.1 1.2.1 LIMITE LIMITE GEOGRAFICOS……GEOGRAFICOS………...2………...21.2.2 1.2.2 LIMITE LIMITE TEMPORAL………TEMPORAL………..2………..2
1.2.3 1.2.3 LIMITE LIMITE SUSTANTIVO………SUSTANTIVO………...2…...2
1.3 1.3 PLANTEAMIENTO PLANTEAMIENTO DEL DEL PROBLEMA………PROBLEMA………....2………....2
1.4 1.4 FORMULACION FORMULACION DEL DEL PROBLEMA………PROBLEMA………3………3
1.5 1.5 DESARROLLO DDESARROLLO DEL PROBLEMA EL PROBLEMA Y ABORDAY ABORDAJE DE LA JE DE LA SOLUCION………SOLUCION……….3.3 1.5.1 CAUSAS……….3 1.5.1 CAUSAS……….3 1.5.2 EFECTOS………..3 1.5.2 EFECTOS………..3 1.5.3 ACCIONES………3 1.5.3 ACCIONES………3 1.5.4 FINES……….4 1.5.4 FINES……….4 1.5.5 1.5.5 SISTEMATIZACION SISTEMATIZACION DEL PROBLEMA DEL PROBLEMA Y ABORY ABORDAJE DE DAJE DE LA SOLUCIOLA SOLUCION…………...4N…………...4
1.6 OBJETIVOS………..5 1.6 OBJETIVOS………..5 1.6.1 GENERALES………5 1.6.1 GENERALES………5 1.6.2 ESPECIFICOS………..5 1.6.2 ESPECIFICOS………..5 1.7 JUSTIFICACION……….5 1.7 JUSTIFICACION……….5 1.7.1 CIENTIFICA……….5 1.7.1 CIENTIFICA……….5 1.7.2 ECONOMICA………...5 1.7.2 ECONOMICA………...5 1.7.3 SOCIAL……….6 1.7.3 SOCIAL……….6 1.7.4 PERSONAL………...6 1.7.4 PERSONAL………...6 1.8 METODOLOGIA……….6 1.8 METODOLOGIA……….6 1.8.1 1.8.1 TIPO TIPO DE DE ESTUDIO………ESTUDIO……….6……….6
1.8.2 1.8.2 METODO METODO DE DE INVESTIGACIOINVESTIGACION………N………..6………..6
1.8.3 1.8.3 FUENTES FUENTES DE DE INFORMACIOINFORMACION………N……….7……….7
1.8.3.1 PRIMARIAS………...7
1.8.3.1 PRIMARIAS………...7
1.8.3.2 SECUNDARIAS……….7
1.8.3.2 SECUNDARIAS……….7
1.9 1.9 TECNICAS O TECNICAS O PROCEDIMIENTOS PROCEDIMIENTOS PARA LA PARA LA RECOLECCION RECOLECCION Y TRATAMIENY TRATAMIENTO DETO DE INFORMACIO INFORMACION………N………...7………...7
CAPITULO II……….
CAPITULO II……….88
MARCO MARCO TEORICO………TEORICO………....………....88
2.1 2.1 MARCO MARCO TEORICO TEORICO CONCEPTUAL……CONCEPTUAL………8………8
2.1.1 EMULSION………...9 2.1.1 EMULSION………...9 2.1.1.1 DEFINICION……….9 2.1.1.1 DEFINICION……….9 2.1.1.2 CLASIFICACION………...10 2.1.1.2 CLASIFICACION………...10 2.1.1.3 2.1.1.3 FORMACION FORMACION DE EMULSIONES DE EMULSIONES EN CAMEN CAMPOS DE PETRPOS DE PETROLEO……….11OLEO……….11
2.1.1.4 2.1.1.4 FACTORES FACTORES QUE AFECTAQUE AFECTAN LA N LA FORMACION FORMACION DE EMULSIONES………DE EMULSIONES………12……12
2.1.1.5 2.1.1.5 TRATAMIENTO TRATAMIENTO DE DE EMULSIONES………EMULSIONES………...16………...16
2.1.1.5.3 2.1.1.5.3 TRATAMIENTO TRATAMIENTO TERMICO………TERMICO………...17………...17
2.1.1.5.3 2.1.1.5.3 TRATAMIENTO TRATAMIENTO ELECTRICO………ELECTRICO……….18……….18
2.1.1.5.3 2.1.1.5.3 TRATAMIENTO TRATAMIENTO QUIMICO………QUIMICO………..19………..19
2.1.1.6 2.1.1.6 APLICACIÓN APLICACIÓN DE DE QUIMICOS………QUIMICOS……….21……….21
2.1.1.7 2.1.1.7 DEMULSIFICANDEMULSIFICANTES O TES O ROMPEDORES ROMPEDORES DE EMDE EMULSION………..25ULSION………..25
2.1.1.8 2.1.1.8 EVALUACION EVALUACION Y SELECCIÓY SELECCIÓN DE N DE EMULSIFICANTES………EMULSIFICANTES………3030 2.2 2.2 MARCO MARCO TEORICO TEORICO REFERENCIAL………REFERENCIAL……….43……….43
2.1.1 2.1.1 API API (Instituto (Instituto Americano Americano del del Petróleo)………Petróleo)………..43………..43
2.3 2.3 MARCO MARCO TEORICO TEORICO JURIDICO…JURIDICO………..44…..44
2.3.1 2.3.1 NUEVA NUEVA CONSTITUCION CONSTITUCION POLITICA POLITICA DEL ESTADODEL ESTADO………44………44
2.3.2 2.3.2 LEY LEY DE DE HIDROCARHIDROCARBUROS BUROS 3058………3058………..44…………..44
2.3.3 2.3.3 LEY LEY DE DE MEDIO MEDIO AMBIENTE………AMBIENTE………..44………..44
2.3.4 2.3.4 DECRETO DECRETO SUPREMO SUPREMO 28397………28397………...44………...44
2.4 2.4 MARCO MARCO TEORICO TEORICO HISTORICO………HISTORICO………...45…...45
CAPITULO III CAPITULO III………...……….46………...……….46 PRUEBAS DE SIMULACION PRUEBAS DE SIMULACION………..……….46………..……….46 3.1 SISTEMA……….46 3.1 SISTEMA……….46 3.1.1 3.1.1 PRUEBA PRUEBA DE DE CAMPO………CAMPO………46………46
3.1.2 3.1.2 PRUEBA PRUEBA DE DE BOTELLA BOTELLA (Laboratorio)………(Laboratorio)………...86………...86
3.1.3 3.1.3 PRUEBA PRUEBA DE DE PLANTA………PLANTA………..97………..97
CAPITULO IV CAPITULO IV………..………102………..………102
RESULTADOS RESULTADOS………...……….102………...……….102
4.1 4.1 PROCEDIMIENTOS PROCEDIMIENTOS DEL DEL DEMULSIFICANTE………DEMULSIFICANTE………102………102
4.1.1 4.1.1 PRUEBA PRUEBA DE DE CAMPO………CAMPO………..102………..102
4.1.2 4.1.2 PRUEBA PRUEBA DE DE BOTELLA BOTELLA (Laboratorio)………(Laboratorio)………102………102
4.1.3 4.1.3 PRUEBA PRUEBA DE DE PLANTA………PLANTA………103………103
4.2 DEMULSIFICANTE DE MAYOR RENDIMIENTO………..104
4.3 DETERMINACION DE LA CONCENTRACION OPTIMA DEL DEMULCIFICANTE…..108
4.4 DETERMINACION DE LA CANTIDAD DE PETROLEO RECUPERADO DE LA EMULSION………...109
4.5 CALCULOS DE COSTOS DEL TRATAMIENTO CON DEMULSIFICANTE………..110
4.6 CONCLUCIONES Y RECOMENDACIONES……….112
ANEXOS……….114
TABLA DE CUADROS Y FIGURAS………123
TABLA DE ABREVIATURAS……….124
BIBLIOGRAFIAS………..125
CAPITULO I
INTRODUCCIÓN
Durante la explotación y/o producción del petróleo se producen emulsiones entre agua y petróleo coproducidos. En la Industria del Petróleo las emulsiones son sistemas indeseables ya que generalmente incrementan los costos de operación y reducen la eficiencia de los equipos de proceso, además de no satisfacer los requisitos establecidos en normas internacionales para la venta de este producto.
La emulsión es una mezcla de dos líquidos inmiscibles, en este caso agua y petróleo. Uno de los líquidos se dispersa completamente en el otro en la forma de diminutas gotas; estas emulsiones pueden ser rotas por medios químicos y / o térmicos. Para fines de este proyecto se considera el uso de químicos demulsificantes, quienes tienen como propósito romper la emulsión para obtener crudo seco y agua limpia.
El presente proyecto tiene como objetivo el diseñar y determinar el demulsificante adecuado para la optimización del proceso de separación de la interfase en agua libre y petróleo, logrando generar un tratamiento exitoso para la formación de emulsiones del
campo Yapacaní.
1.1
ANTECEDENTES
El Campo Petrolero Yapacaní pertenece a la empresa Petrolera YPFB Andina S.A., el mismo queda ubicado en Puerto Palo de la Provincia Ichilo del Departamento de Santa Cruz de la Sierra a 245 Km. de la ciudad Capital. Tiene un total de doce pozos en producción que en su mayoría son Pozos Fluyentes, cuenta con una producción promedio de 423 BDP de Petróleo, 43 MMPCD de Gas y 32 BDP de Agua.
Actualmente, el campo Yapacaní presenta fenómeno de formación de emulsiones por lo que se procederá a diseñar y determinar el demulsificante adecuado para tratar dicho fenómeno en función a las características que presenta el campo.
1.2
DELIMITACIONES
1.2.1 Límites Geográficos
La investigación para el proyecto se realiza en Bolivia, específicamente en el campo petrolero Yapacaní ubicado en la localidad de Puerto Palo, perteneciente a la
Provincia Ichilo del Departamento de Santa Cruz de la Sierra. 1.2.2 Límite Temporal
El estudio de análisis se desarrolla durante el periodo de Julio a Diciembre del año 2010.
1.2.3 Límite Sustantivo
El diseño y optimización de demulsificante será aplicado en Pozos del campo Yapacaní que presenten formación de emulsiones clasificadas como estable con porcentajes altos de agua producido.
1.3
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
La presencia del fenómeno de formación de emulsiones en los campos de producción Yapacaní incrementa los costos de operación y reduce la eficiencia de los equipos de proceso, generando inconvenientes con las empresas encargadas de su transporte y comercialización. Para dar solución a este problema es necesario establecer un
tratamiento de emulsiones con su respectivo diseño y optimización de demulsificantes para cada campo de producción.
1.4
FORMULACION DEL PROBLEMA
¿Cuál será el demulsificante adecuado para la optimización del proceso de separación de la interfase en agua libre y petróleo en los campos de producción del Campo Yapacaní?
¿El diseño para la aplicación de demulsificante será rentable o económicamente conveniente para la empresa?
1.5
DESARROLLO DEL PROBLEMA Y ABORDAJE DE LA
SOLUCIÓN
1.5.1 Causas
- Presencia de dos fases inmiscibles - Agitación Fuerte
- Presencia de agente emulsificante 1.5.2 Efectos
- Incumplimiento de las especificaciones del producto para su venta - Incremento de los costos de operación
- Reducción de la eficiencia de los equipos de proceso 1.5.3 Acciones
- Analizar la clase de emulsión
- Evaluar, Seleccionar y Determinar la concentración óptima del demulsificante - Realizar el diseño para la aplicación del demulsificante
1.5.4 Fines
- Optimizar el proceso de separación de la interfase en agua libre - petróleo - Cumplir las especificaciones del producto para su venta
1.5.5 Sistematización del Problema y Abordaje de la Solución
E – 1 E – 2 E – 3 F – 1 F – 2 PROBLEMA SOLUCIÓN C – 1 C – 2 C – 3 A – 1 A – 2 A – 3 Incumplimi ento de las especificaci ones del producto para su venta. Incremen to de los costos de operación . Reducció n de la eficiencia de los equipos de roceso. Optimizar el Proceso de separación de la interfase agua libre -Cumplir con las especiacio nes del producto para su enta.
¿Cuál será el diseño y demulsificante adecuado para la optimización del proceso de separación de la interfase agua libre – petróleo en los pozos del
Diseñar y Determinar el demulsificante para la optimización del proceso de separación de la interfase en agua libre y petróleo en
Presencia de dos fases inmiscibl Agitación Fuerte Presencia de agente emulsific ante Analizar la clase de emulsión Evaluar, Seleccionar y Determinar l concentración óptima de demulsificante Realizar el diseño para la aplicación del Demulsificant e
1.6
OBJETIVOS
1.6.1 General
Determinar el demulsificante para la optimización del proceso de separación de la interfase en agua libre y petróleo en los pozos de producción del campo Yapacaní. 1.6.2 Específicos
- Describir las teorías de formación de emulsiones
- Describir los tipos de demulsificantes y sus ventajas
- Evaluar y seleccionar el demulsificante
- Determinar la concentración óptima del demulsificante
- Determinar la cantidad de Petróleo recuperado de la emulsión
- Realizar el diseño para la aplicación del demulsificante
1.7
JUSTIFICACIÓN
1.7.1 Científica
A través de la implementación del demulsificante adecuado a las características de las emulsiones en los pozos de producción del campo Yapacani, se logrará optimizar el proceso de separación de la interfase en agua libre y petróleo, cumpliendo así con las especificaciones para su comercialización.
1.7.2 Económica
Es beneficioso económicamente, puesto que el diseño a realizar, tanto como el demulsificante, será seleccionado cuidadosamente para abaratar costos y que la separación del petróleo sea la óptima tanto para su transporte como para la venta
1.7.3 Social
El proceso presentado para el diseño de demulsificante adecuado a las características de emulsiones de campos en producción, coadyuvará a estudiantes futuros en la selección y aplicación de estos compuestos químicos.
1.7.4 Personal
La elaboración del presente proyecto pondrá en práctica los conocimientos teóricos adquiridos durante la formación académica.
1.8
METODOLOGÍA
1.8.1 Tipo de estudio
En este proyecto se utilizan dos tipos de estudio, estos son:
- Descriptivo, puesto que se analizará las características de los campos de
producción y la formación de emulsiones en los mismos.
- No Experimental, ya que no se tendrá experiencia en campo.
1.8.2 Método de Investigación
Los métodos de investigación serán del tipo lógico, tomando en cuenta la deducción, análisis y síntesis de los posibles problemas emergentes.
1.8.3 Fuentes de información
Las fuentes de información para este proyecto se citan a continuación: 1.8.3.1 Primarias
- Entrevistas con personal operativo de campos en producción
- Consulta a profesionales con experiencia en el tratamiento de emulsiones
- Informes de producción del campo Yapacaní
1.8.3.2 Secundarias
- Páginas de Internet relacionadas con diseño para dosificación de
Demulsificantes
- Guías para la selección de demulsificantes
1.9 TECNICAS O PROCEDIMIENTOS PARA LA RECOLECCION
Y TRATAMIENTO DE INFORMACION
:El tema de Proyecto de Grado “Diseño y Optimización de Demulsificantes agua- petróleo, aplicado al campo Yapacaní“, tiene como objetivo reducir o en todo caso evitar
los problemas de atascamiento durante la perforación de futuros pozos en dicho campo. La primera parte de este estudio tratara de los conceptos básicos para el desarrollo de este proyecto, la segunda parte establecerá los métodos y los criterios para su selección. En la tercera parte se realizara la descripción general de los Demulsificantes a utilizar en las pruebas. En la cuarta parte se realizara el análisis completo con la identificación de los posibles problemas. Al final se realizara un análisis económico y las conclusiones obtenidas de este estudio y posibles recomendaciones a tomar en cuenta para futuras pruebas.
CAPITULO II
MARCO TEÓRICO
2.1 MARCO TEÓRICO CONCEPTUAL
En la explotación y/o producción de petróleo y gas existe un fenómeno muy común que es la formación de emulsiones, las cuales invariablemente deben ser removidas del crudo para que este pueda ser vendido.
Las emulsiones pueden ser rotas por medios químicos y/o térmicos. Para este proyecto se considera romper químicamente una emulsión, lo cual involucra el uso de demulsificantes. Los demulsificantes pueden ser aplicados en un amplio rango de temperaturas para conseguir el resultado deseado, la selección adecuada del mismo debe ser en función a las características del fluido y la disponibilidad de las facilidades de producción.
Los químicos usados en resolución de las emulsiones se han puesto más complejos y más específicos. También los métodos de la prueba para la selección apropiada de los Rompedores de Emulsión se han vuelto más refinados. No hay ninguna regla cuantitativa que determine qué químico trabajará óptimamente en los petróleos y aguas dados, solo hay pautas. El proceso simple de mantenimiento de un pozo puede cambiar la naturaleza de la emulsión producida. Las técnicas para producir más petróleo como recuperación secundaria y terciaria tendrán un impacto en la emulsión producida.
2.1.1 EMULSIÓN
2.1.1.1 Definición1
Una emulsión es una mezcla íntima de dos fases inmiscible en la cual una fase está dispersa, en forma de pequeñas gotitas, en la otra fase que permanece continua; la fase dispersa se conoce como fase interna y la continua como fase externa.
Pueden existir muchas clases de emulsiones, dependiendo del tipo de fases que las formen.
En los campos petroleros, se encuentran petróleo y agua como las dos fases. Ellos generalmente forman una emulsión de agua en petróleo aunque frecuentemente se formarán la "inversa" o emulsión de petróleo en agua.
Básicamente hay tres componentes, en una emulsión de agua en petróleo: 1. Agua, la fase dispersa o interna.
2. Petróleo, la fase continua o externa.
3. El agente emulsificante que estabiliza la dispersión.
Además de estos tres componentes, otras condiciones también deben ser reunidas antes de que una emulsión se forme.
1. Sólidos suspendidos. 2. Salinidad.
3. Presencia del agente emulsionador CO2.
Los componentes por sí mismos nunca formarán una emulsión a menos que haya suficiente agitación o energía aplicada para dispersar un líquido dentro del otro.
El agua pura y el petróleo que no contengan a ningún agente emulsificante no formarán una emulsión estable, no importa cuánta agitación es aplicada. Estos dos líquidos son inmiscibles. Por consiguiente, si se confinaron en el mismo recipiente, ellos encontrarán un estado de existencia que da el menor contacto o el área de la superficie más pequeña. Esto causa una gota de agua en un cuerpo de petróleo que toma la forma de una esfera. Una esfera es un recipiente con el mayor volumen para aparecer en el área.
Aunque la mayoría de las emulsiones encontradas en los campos petroleros, es el agua normal en tipo de petróleo, de vez en cuando se formará la "inversa" o petróleo en tipo de agua. En algunos momentos, ambos tipos pueden estar presentes en el mismo sistema.
Condiciones necesarias para la formación de una emulsión inversa. 1. Porcentaje grande de agua.
2. Contenido de sal bajo en el agua.
3. Presencia del agente emulsionador en la fase del agua.
2.1.1.2 Clasificación2
Las emulsiones se pueden clasificar de diferentes maneras, dependiendo del aspecto que se tenga en cuenta para hacerlo:
a) De acuerdo a la estabilidad
• Estables: cuando luego de formada, la única forma de conseguir que las fases se separen es aplicando un tratamiento especial
• Inestables: cuando luego de formada, si se deja en reposo durante un tiempo,
las fases se separan por gravedad b) De acuerdo a la facilidad para romperlas
• Flojas: cuando se puede romper con un tratamiento sencillo
• Duras: cuando requiere de un proceso más complicado para romperla. c) De acuerdo a su naturaleza
• Normal: es aquella en la cual la fase continua es el aceite y la dispersa es el agua; la fracción de agua en la emulsión puede estar entre 10 y 35%. Se le llama emulsión normal porque es la de mayor ocurrencia; aproximadamente el 99% de las emulsiones presentes en los campos de petróleo son normales.
• Inversa: cuando la fase dispersa es el petróleo y la continua es el agua; se le llama inversa o invertida porque son raras.
2.1.1.3 Formación de emulsiones en campos de petróleo
De acuerdo con la teoría del agente emulsificante, la más aceptada para explicar la teoría de la formación de emulsiones, para que se presente una emulsión estable se requiere lo siguiente:
• Presencia de dos fases inmiscibles • Agitación fuerte
• Presencia de un agente emulsificante, el cual es el principal responsable de la estabilización de la emulsión.
En el caso de un yacimiento, cuando la saturación de agua es mayor que la crítica se presenta flujo simultaneo de agua y aceite, o sea, se tiene la presencia de las dos
fases inmiscibles; la agitación también se tiene debido al flujo a través de la formación, pero principalmente al salir del fondo del pozo donde se presenta una zona de alta turbulencia.
2.1.1.4 Factores que afectan la formación de emulsión3
Existe una serie de factores que pueden aumentar o disminuir la posibilidad de que se forme emulsiones o afectar las características de la emulsión formada. Entre estos factores se pueden mencionar:
2.1.1.4.1Tamaño de la Gota
El tamaño de las gotas de agua dispersadas es una medida de estabilidad. El tipo y severidad de agitación generalmente determinan el tamaño de la gota. La acción más cortada o agitada que se aplica a la mezcla del agua y del petróleo, más aun el agua será dividida en las gotas más pequeñas y la emulsión se volverá más estable. Se han encontrado emulsiones estables que contienen todos los tamaños de gotas, pero el porcentaje de gotas más grande es muy pequeño. Cuando las emulsiones envejecen, el tamaño de las gotas tienden a igualar.
2.1.1.4.2 Porcentaje y salinidad del agua
El agua y el aceite pueden emulsionarse en proporciones variables, pero para cada petróleo crudo existe un porcentaje específico de agua que ocasiona emulsificarse. Generalmente, como el agua contiene los aumentos satisfechos, la estabilidad de las emulsiones disminuyen. Volumen de agua sobre 50% tiende a
animar la formación de agua a la fase externa; así, entonces en la dilución con agua, la emulsión puede invertirse y el agua se vuelve a la fase continua. Ésta es una regla de dedo pulgar que no considera factores externos, y por consiguiente, no es una regla difícil ni rápida.
La salinidad afecta la tensión interfacial entre las fases y entre el emulsificante y las fases; se ha encontrado que los cloruros solubles aumentan la tensión interfacial dificultando la emulsificación.
2.1.1.4.3 Características del crudo
El tipo de crudo, la viscosidad, densidad y tensión superficial son las características del crudo que mayor influencia tienen sobre la tendencia a formar emulsiones. Los crudos nafténicos muestran mayor tendencia a formar emulsiones que los parafínicos. Al aumentar la viscosidad y la densidad de los crudos aumenta la tendencia a formar emulsiones.
2.1.1.4.4 Densidad
Otro factor que afecta a la estabilidad de la emulsión y el tiempo establecido es la densidad relativa del petróleo y agua. Cuando esta diferencia es mayor, la acción entre las gotas aumenta y el tiempo del establecimiento se promueve más rápido. 2.1.1.4.5 Carga Eléctrica
La existencia de cargas eléctricas en las gotas de agua puede ser más fuerte rechazando las gotas que el agente emulsionador. En el momento en que las gotas se dispersan en la fase continua ellos adquieren una carga eléctrica. Las partículas de la fase dispersada son rodeadas por una película que pueden cargarse negativamente en un lado y positivamente en el otro lado, este puede ser determinado por muchos factores, con la constante dieléctrica más alta tiende a
contener una carga positiva; por consiguiente, las gotas en una emulsión dada tienen signos similares rechazándose y previniendo la coalición. Típicamente, éste no es un factor muy grande en la estabilidad de la emulsión. Sin embargo, las cargas eléctricas juegan un papel importante estabilizando el petróleo en agua o la emulsión inversa. Estas cargas sólo pueden mantenerse en agua de conductibilidad baja que iguala para similar volumen de sal. Cuando los aumentos son satisfechos de sal, las emulsiones inversas se vuelven menos estables, las cargas en las partículas de petróleo pueden gotear fuera, permitiendo la unión de las gotas.
2.1.1.4.6 Presencia de gas o aire
Las emulsiones se forman más fácil, más rápidamente y de una estabilidad mayor, cuando el gas natural o el aire se mezclan íntimamente con el aceite y el agua. Esto se explica por la mayor velocidad de flujo, al igual que mayor turbulencia y agitación propician una mezcla más íntima de los fluidos.
2.1.1.4.7 Tipo y cantidad de emulsificante
El tipo del agente emulsificante afectará la estabilidad de una emulsión drásticamente. Hay una diferencia considerable en el poder de diferentes agentes en diferentes fluidos. Su actividad esta generalmente relacionada a dos funciones generales, velocidad de migración a la interface, y actuación en el sitio. Cuando el agua y el petróleo se mezclan primero, el agente emulsionador puede distribuirse uniformemente a lo largo del petróleo y/o agua.
En ese momento, la emulsión puede estar relativamente inestable. El agente emigra a la interface debido a las características activas de la superficie con el tiempo. A la vez, más emulsificantes emigran a la interface para producir una película más espesa y más dura que rodea la gota, produciendo una emulsión que es más difícil romper que la nueva. Esto se llama envejecer. Hay unos
emulsificantes que pueden ser más efectivos que otros y además el grado de emulsificación puede depender de la cantidad de emulsificante.
2.1.1.4.8 Tiempo
El tiempo de contacto de las fases puede ayudar a la formación de emulsiones, específicamente si durante el tiempo de contacto hay agitación continua.
2.1.1.4.9 Envejecimiento
Los emulsificantes se dispersan naturalmente ocurriendo en petróleo crudo inicialmente a lo largo del fluido, y después de mezclar, tiende a ir a la interface. Es esta acción que causa a los crudos de "edad" y se pone más difícil de tratar con el tiempo. Subsecuentemente la gravedad API de los crudos más bajos son más espesos, esta acción es más lenta como es el proceso de envejecimiento. Normalmente, cuando la viscosidad es más baja, más rápido es el proceso de
envejecimiento. Cuando se trabaja primero con un petróleo crudo, la incorporación de varios mandos en cada prueba ayudará determinando si la emulsión está cambiando. En todos los casos y siempre que es posible, es mejor probar una muestra fresca que una vieja. Como una regla general, una gravedad
de 14 el crudo permanecerá estable todo el día, considerando que una gravedad de 22 el crudo puede permanecer sólo estable durante 4 horas, una gravedad de 32 el crudo debe probarse fresco para cada prueba. De nuevo esto variará para cada situación y sólo se presentará para una información.
2.1.1.4.10 Método de producción
En el levantamiento artificial se presenta agitación extra que no ocurre en el flujo natural, especialmente cuando se tiene bombeo con varilla o neumático (gas Lift); el efecto es quizás mayor en el caso del bombeo neumático, pues la
inyección de gas de por sí crea turbulencia y además, ya se vio que la presencia de gas favorece la formación de emulsiones.
2.1.1.5 Tratamiento de emulsiones4
Tratar una emulsión significa someterla a algún proceso con el fin de separar sus fases (es decir con el fin de romperla). Las emulsiones que se someten a tratamiento son generalmente las emulsiones estables, pues ya se vio que las inestables, si se deja un determinado tiempo en reposo, la separación de fases se presenta por simple segregación; aunque algunas veces el tiempo que se deben dejar en reposo puede ser largo y para acelerar la separación se le hace a las emulsiones inestables algún tratamiento sencillo.
El tratamiento al que se debe someter una emulsión depende de las características de ésta, si es dura o floja, grado de emulsificación, tipo de emulsificante y muchas veces, de la disponibilidad de equipo y/ o materiales.
El primer paso en el tratamiento de una emulsión es un análisis de ésta en el laboratorio donde se podrá determinar:
• Tipo de emulsión (normal o invertida) • Estabilidad
• Porcentaje de fases
• Respuesta a diferentes métodos posibles de tratamiento
En el tratamiento de emulsiones se busca neutralizar de alguna manera la acción del agente emulsificante. Aunque existen muchos métodos para tratar emulsiones, los más comunes son:
• Método térmico • Método eléctrico • Método químico
2.1.1.5.1 Tratamiento térmico5
Junto con el tratamiento químico, son los métodos más comunes y casi siempre se acostumbra agregar el demulsificante antes de calentar la mezcla. El aplicar temperatura a la emulsión tiene las siguientes ventajas:
• Debilitar la película de emulsificante.
• Aumentar el movimiento de las partículas de la fase dispersa, lo cual implica mayor número de choques incrementando la posibilidad de unión.
• Disminuye la viscosidad de la fase continua.
El calentamiento de la emulsión se hace en calentadores y tratadores. Las principales desventajas del tratamiento térmico son:
• Incremento en costos por problemas de corrosión y mantenimiento. • No es tan versátil como el tratamiento químico en el sentido de poderse aplicar sin problemas en grande o pequeña escala.
• Aunque el funcionamiento de calentadores y tratadores es seguro, el riesgo potencial de accidentes graves puede ser mucho mayor que en el caso del
tratamiento químico.
2.1.1.5.2 Tratamiento eléctrico
El principio básico de este tratamiento consiste en colocar la emulsión bajo la influencia de un campo eléctrico de corriente alterna o continua de alto potencial, después de un calentamiento previo moderado. La corriente alterna es la más barata y la más empleada.
El tratamiento eléctrico (coalescencia electrostática) a alto voltaje es utilizado en los campos petroleros o refinerías que trabajan con petróleo crudos que contienen agua y sal. El fenómeno de coalescencia electrostática se hace posible y actúa sobre la composición molecular del agua.
La molécula del agua está conformada por un átomo de oxígeno (polo negativo) y dos átomos de hidrógeno (polo positivo), de tal forma que al ubicarse dentro de un campo electrostático se orientan de acuerdo con éste.
Al ser sometidas las moléculas de agua a un campo electrostático, éstas aparecen en forma elíptica; esta elongación distorsionará la película en la superficie de las gotas exponiendo más gotas a otras superficies adyacentes, facilitando la
coalescencia y dando como resultado gotas más grandes las cuales se precipitan por gravedad.
Los elementos necesarios para la creación del campo electrostático, dentro del tratador utilizando voltaje AC son:
1) Una fuente de potencia que suministre el voltaje primario de línea ( una fase AC, 220 V, 50-60 Hz) al transformador del tratador, el cual lo convierte al
voltaje necesario (12000-30000, 50-60 Hz) que es alimentado al tratador a través de un buje (bushing).
2) Un electrodo superior, denominado electrodo cargado
3) Un electrodo inferior, el cual está suspendido por debajo del Electrodo cargado y conectado a tierra.
Los tratadores electrostáticos son utilizados en los campos en busca de mejorar la eficiencia de la operación, se han diseñado de tal forma que en el mismo
recipiente se incorporen, tanto los elementos de calentamiento en la zona de separación de gas y remoción de agua libre.
2.1.1.5.3 Tratamiento químico7
Consiste en agregar a la emulsión ciertas sustancias químicas, llamadas demulsificantes, las cuales atacan la sustancia emulsificante y neutralizan su efecto para promover la formación de la emulsión.
La acción del demulsificante se ha tratado de explicar de varias maneras. Una dice que el demulsificante es una sustancia que trata de formar una emulsión inversa a la existencia, bien sea afectando la tensión interfacial o presentando una tendencia de humectabilidad opuesta a la que muestra el emulsificante; al haber tendencia a formar emulsión de agua en aceite y a la vez de aceite en agua, ambas tendencia se neutralizan y las fases se separan. Una segunda explicación de la acción del agente demulsificante es que éste actúa sobre la película que cubre las gotas de fase dispersa debilitándola y al hacerlo, las gotas se pueden unir lo cual lleva finalmente a que las fases se separen.
El éxito en el rompimiento químico, consiste en seleccionar el demulsificante apropiado y usarlo en la proporción adecuada.
El sitio de aplicación depende principalmente de las características de la emulsión y al elegirlo se debe tener presente:
• Se necesita agitación para que el demulsificante se pueda mezclar íntimamente con la emulsión, aunque la agitación no debe ser excesiva
porque puede ocurrir que se presente la separación de fases y una nueva emulsificación.
• Si hay mucha agua libre es recomendable retirarla antes de agregar el demulsificante, porque como casi siempre éste es soluble en agua, cierta parte se puede disolver en el agua libre y disminuir el porcentaje que
actúa para ayudar a romper la emulsión.
• Mientras mayor sea el tiempo de agitación mayor podrá ser el grado de emulsificación y por tanto, para emulsiones muy duras una forma de acelerar la separación de fases será agregando el demulsificante tan pronto como se pueda.
• A mayor temperatura mejor será el efecto del demulsificante y la temperatura disminuye desde el fondo del pozo hacia el separador.
Teniendo en cuenta los aspectos anteriores, se puede pensar que un sitio apropiado para agregar el demulsificante será en la línea de superficie lo más cerca posible de la cabeza del pozo; si se trata de pozos con mucha agua libre se debe agregar en un punto después de que ésta haya sido retirada de la mezcla y cuando se trata de emulsiones muy duras se podrá mejorar la separación agregando el producto en el fondo del pozo.
La cantidad de químico que se debe agregar depende principalmente del tipo de emulsión y la mejor manera de determinarla es mediante ensayos piloto en laboratorio (Prueba de Botella).
Las principales ventajas del tratamiento químico son: • Bajo costo de instalación y operación
• Proceso y equipo sencillo
• Versátil. Se puede aplicar a procesos en grande y pequeña escala. • La cantidad del crudo no se altera
• La calidad del crudo no se altera • Separación rápida y efectiva 2.1.1.6 Aplicación de Químicos
El propósito de la inyección de químicos es introducir un químico en el flujo del pozo que neutraliza los materiales extraños que actúan como agentes
emulsificantes y permitirá la separación del agua.
Para conseguir una inyección de químicos óptima, la ubicación real del punto de inyección es importante. Debe localizarse lejos, a un punto aguas arriba de otro equipo tratando de permitir una mezcla adecuada. Un punto óptimo es en la cabeza del pozo o en otro punto de alguna restricción como un choke. Cuando hay suficiente turbulencia en el mezclado, aprovisiona durante tiempo suficiente al químico para ejercer su influencia en la emulsión antes de entrar en cualquier otro equipo, aliviando funcionamientos aguas abajo.
Puesto que el químico debe actuar para desestabilizar la gota de agua, el químico debe aplicarse para que sea completamente mixto con toda la emulsión. Esto puede ser logrado con un tratamiento completo, es decir, mezclando el demulsificante con una cantidad de emulsión después de que se ha producido o continuamente inyectando el demulsificante en la emulsión cuando se está produciendo. Generalmente, puede decirse que el químico debe agregarse aguas
arriba en lo posible. Esto da un tiempo mínimo para que el emulsificante se concentre en la interface, como resultado el aumento de estabilidad, y mantiene un tiempo de agitación máximo para que el demulsificante trabaje. Esto último considera que se está inyectando químico en el fondo del pozo. Esto consigue que
el químico actúe en el punto de producción y proporciona un tratamiento más eficaz. Hay cuatro razones para que el tratamiento de downhole sea más efectivo:
1. Intenso mezclado particularmente donde una línea primaria o principal es corta y no proporciona suficiente agitación.
2. La temperatura de fondo del pozo alta respecto al químico, a menudo reduce la severidad de la emulsificación.
3. El contacto químico antes de la emulsión frecuentemente previene la estabilización de la emulsión.
4. Viscosidad reducida de una emulsión formada (las emulsiones tienen viscosidad más alta que cualquier líquido por sí mismo, así que rompiendo la emulsificación reduce carga en el equipo, reduce presiones y producción de aumentos).
2.1.1.6.1 Agitación8.
Después de que el químico se ha introducido en el sistema, la agitación es necesaria por dos razones:
1. Mezcla íntimamente el demulsificante con la emulsión.
2. Después que las películas del emulsificante se rompen, la agitación promueve coalición de gotas de agua y promueve unión. La agitación se obtiene prontamente en la mayoría de los sistemas por el paso de los fluidos a través de líneas de flujo, separador, y reducciones.
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3. Porque los demulsificantes modernos pueden emigrar prontamente a través del petróleo
4. debido a su actividad superficial alta y pueden promover unión eficazmente, ellos la realizan muy bien con un mínimo de agitación. Los demulsificantes más antiguos requirieron significativamente más agitación para producir una actuación aceptable.
Debe darse suficiente agitación al petróleo crudo después de la inyección del químico. Un aumento en la cantidad de agitación laminar o leve, como en líneas de flujo y los tanques de almacenamiento, es beneficioso promoviendo unión. La agitación severa adicional puede o no puede ser beneficiosa.
Puede ocurrir una reemulsificación sí la agitación severa se da una vez que una emulsión ha irrumpido en el agua y en el petróleo. Esta reemulsificación puede ocurrir en el separador de gas, bombas o cualquier otra situación en el sistema que produce agitación severa una vez que se ha roto la emulsión. Si la reemulsificación es sospechosa, puede observarse en la prueba de la botella, dando agitaciones severas a las botellas al final de la prueba y puede ser determinado fácilmente en el sistema.
2.1.1.6.2 Calor9.
La mayoría de las plantas usa calor en el proceso de tratado; porque proporciona una ayuda a mezclar, unir y establecer. Las ayudas del calor en el tratamiento son:
1. Reduciendo la viscosidad del petróleo.
2. Debilitando o rompiendo la película entre el petróleo y gotas de agua extendiendo el agua.
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3. Alterando la diferencia de gravedad en los fluidos y por eso tendiendo a disminuir el tiempo de establecimiento. En efecto, el calor acelera el proceso de tratamiento y se usa para reducir el tamaño del reductor requerido
principalmente. Debe recordarse, sin embargo, que ese calor vaporiza los extremos ligeros del petróleo a menos que se proporcionen algunos medios conservar éstos, resultará una reducción en la gravedad API y volumen. Por ejemplo, una pérdida de 1° API de gravedad, causa una pérdida de volumen de 2.75% en 30º API de crudo. También en algunos reductores, cuando el calor se aumenta, los problemas de mantenimiento de los tratadores aumentan. Generalmente es mejor usar más químico y menos calor para no perder volumen y gravedad a través de la calefacción excesiva. El volumen extra debe ser pagado como el exceso de químico requerido. Es a menudo más barato usar un reductor más grande que usar uno más pequeño y confiar en el calor aumentado para acelerar el rompimiento.
2.1.1.6.3 Electricidad10.
La electricidad frecuentemente se acostumbra usar junto con el calor como una ayuda al proceso de tratamiento. Es particularmente valioso donde el espacio es de primera importancia desde el uso de las velocidades de electricidad en el proceso del
establecimiento que calienta exclusivamente y permite el uso de un reductor más pequeño. La deshidratación eléctrica puede describirse como sigue:
Como una emulsión atraviesa un campo eléctrico, las gotas de agua más pequeñas se polarizan y entonces disminuye las atracciones polares. Esta polarización grande aumenta la velocidad y fuerza de impacto de las partículas en entre sí, cuando ellos se aceleran atrayendo hacia el electrodo. Debido a la película debilitada por la
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superficie que estira y la fuerza de la colisión mayor debido a velocidad aumentada, las gotas unen más prontamente. Los trabajos del campo eléctrico mejor en una emulsión soltada, pero la sección de la reja no puede tolerar sólidos. Por consiguiente, el uso de químicos normalmente se requiere.
El reductor puede proporcionar ciertas ventajas mecánicas al proceso de tratado. Estos son principalmente:
1. Lavado de agua. 2. Filtración.
Si una emulsión desestabilizada se dispersa o se distribuye en una sección de agua, cada gota de agua puede ser absorbida por contacto con un volumen grande del agua. Para crear una condición más favorable para el crecimiento de la gota, deben introducirse las gotas de agua en una sección que contenga agua exactamente como la gota que será absorbida.
2.1.1.7 Demulsificantes o Rompedores de Emulsión11.
Hay cuatro acciones principales de un demulsificante:
1. Atracción fuerte para impregnar de hidrocarburo la interfase de agua. 2. Floculación.
3. Unión.
4. Sólidos mojados.
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Extrañamente, los Demulsificantes son muy similares en naturaleza al emulsificante. Ellos son agentes activos en superficie con ciertas propiedades que los hacen eficaz rompiendo el efecto del emulsificante. La acción está en toda la interface de petróleo en agua y los demulsificante deben llegar hacer su trabajo allí. El trabajo que mejor hará, será si más rápidamente llega allí. Puesto que el emulsificante ha tenido una ventaja, normalmente se concentra justamente a la interface y crea un estorbo adicional al demulsificante. Por consiguiente, un demulsificante bueno debe tener una habilidad de emigrar rápidamente a través de la fase de petróleo y también debe poder competir con éxito contra las desigualdades grandes para su lugar a la interface. Una vez el demulsificante ha exigido una posición buena en la interface, procede a su próxima acción de mayor floculación. Un demulsificante bueno, se concentra en la superficie de una gota de agua, tiene una atracción fuerte para otras gotas en la misma condición. Por este mecanismo, los manojos grandes de gotas son unidos juntos. Cuando se magnificó suficientemente, ellos asumen la apariencia de manojos de huevos de pez.
El petróleo asume una apariencia muy luminosa desde las gotas de agua pequeñas ya no se dispersa a lo largo del petróleo para difundir la luz. Las características del demulsificante para producir la unión de gotas no rompen la continuidad de la película del emulsificante. Si el emulsificante tiene ciertas debilidades, esta fuerza de floculación proporcionada por la ola grande de la emulsión puede ser suficiente para causar
resolución completa de la emulsión. Sin embargo, en la mayoría de los casos, la acción extensa es necesaria para unir las gotas de agua y establecerse fuera.
Un demulsificante bueno no sólo debe ser capaz al flocular las gotas de agua, también debe poder desestabilizar las películas que los rodean y permitir que las gotas puedan unirse cuando ellas chocan, esto se llama unión. Tal ruptura quita las barreras o
abre las puertas. El deseo natural fuerte del agua para buscar su tipo se restablece. Puesto que las partículas son juntas todo el cierre debido a la floculación, esta puerta que abre
proceso produce un crecimiento muy rápido del tamaño de la gota de agua y la separación de agua es rápida.
En petróleo más pesado, sólidos como el sulfuro férrico, obstruye con el cieno, arcilla, fluido de perforación, la parafina, etc., complica el proceso del demulsificante. Ellos tienden a coalecer a la interface y contribuir significativamente a la estabilidad de la emulsión. A menudo tales sólidos son el material estabilizante primario y su levantamiento es necesario para lograr un tratamiento satisfactorio. Para el levantamiento de la interface, estos sólidos pueden dispersarse en el petróleo o ellos pueden ser cubiertas de agua y se pueden quitar con el agua. Esto se llama sólidos mojados. Si se dispersó en el petróleo, la emulsión puede tratarse, pero los sólidos todavía permanecerán como un contaminante en el petróleo. Es por consiguiente que generalmente es más deseable quitar los sólidos con el agua. La parafina y otros sólidos orgánicos son una excepción a esto. Ellos pueden recuperarse así en el proceso del refinamiento, que es deseable guardar tales materiales dispersados en el petróleo para el transporte a la refinería. La misma acción del tipo o se usa en petróleo o en agua que moja sólidos, sólo el propio químico es diferente. En ambos casos, el químico tiene un extremo que se atrae fuertemente al sólido, y por consiguiente, forma una capa en él. El otro extremo o tiene una atracción fuerte para agua o para petróleo y llevará la partícula sólida en ese líquido.
Es muy raro que una sola estructura química produzca las cuatro acciones primarias de un demulsificante, a saber:
a) la atracción fuerte de la interfase. b) la floculación.
c) la unión.
Generalmente, dos o más estructuras están juntas, mezcladas pueden producir un compuesto que da la combinación necesaria de acciones.
2.1.1.7.1 Ley de Stokes.
La Ley de estados Stokes dice que cuando una esfera pequeña está bajo la influencia de la gravedad en un fluido viscoso que obtiene una velocidad constante. La ecuación siguiente es la base para la mayoría de las discusiones presentadas:
2 2 1 2 9 ) ( 2 n d d r g V donde: g = 980 cm/seg2.
d1 = densidad de la fase dispersada (agua) en gr/cc.
d2 = densidad de la fase continua (petróleo) en gr/cc.
n2 = viscosidad en equilibrios de la fase continua (petróleo) a establecer
temperatura
r = radio de la fase dispersada (gota de agua) en cm
v = proporción de caída de la fase dispersada en cm/seg (si es negativo la fase dispersada es más ligera que la fase continua y subirá)
En la Ley de Stokes, puede verse la proporción de caída de las gotas de agua, en las siguientes tres influencias de factores.
1. Cuando la viscosidad de la fase continua (petróleo) aumenta, la proporción de la caída disminuirá. La temperatura tendrá un efecto en la viscosidad. Cuando la temperatura aumenta, la viscosidad disminuirá.
2. Cuando la diferencia en la densidad de la fase dispersada (agua) y la fase continua (petróleo) se pone mayor, la proporción de caída de las gotas de agua aumentará. El calor típicamente aumentará la diferencia de densidad. 1. El radio de la fase dispersada (agua) tiene la influencia más grande desde
que es cuadrada, pero puede ser aumentada considerablemente por la unión. Como el tamaño de la gota de agua aumenta, la proporción de la caída aumenta. Un doblado del tamaño de la gota aumentará la velocidad por cuatro veces. Las olas grandes de la emulsión tienen el efecto más grande en el tamaño de la gota y pueden efectuar proporciones de resolución drásticamente.
Además en la Ley de Stokes, hay otros cinco factores discutidos debajo que ayudarán en la unión, así permitiendo un tratamiento más rápido.
1. La Ley de Stokes se aplica a los sistemas estáticos, considerando que los tratadores del campo de petróleo contienen movimiento horizontal y/o vertical. Es este movimiento que anima a la unión de las gotas de agua que rinden proporciones mayores del establecimiento.
2. El uso de tabiques de agua en tratadores no sólo quita agua libre, si no ayuda en la unión y aumenta el tamaño de la gota de agua.
3. Cuando la temperatura se baja, la viscosidad aumentará efectuando una gota de agua más lenta, pero cuando estas gotas se caen, el barrido más eficaz y la unión pueden ocurrir rindiendo en el tamaño de la gota más grande.
4. El uso de aumento de químico o un químico diferente puede rendir a más interacción entre las gotas de la emulsión y puede mejorar la unión.
5. Ha terminado la unión que agrandan las gotas de la emulsión y se caen más rápidamente.
Mientras el movimiento lento ayudará en la unión, la turbulencia más severa puede ser perjudicial en la sección del establecimiento aumentando el tiempo del
establecimiento requerido para la deshidratación.
La Ley de Stokes dice que las físicas son las que gobiernan el tratamiento de la emulsión. Se trata de clasificar según el tamaño de los vasos para calcular vectores verticales en flujo de petróleo. En algunos casos, se ha usado para explicar por qué algunos vasos tratados trabajan y otros no lo hacen. Este es el principio del Tratamiento de la Emulsión y entendiendo traerán actuación reforzada en los campos que opera la habilidad.
2.1.1.8 Evaluación y Selección de Emulsificante
En esta sección están presentadas las áreas que necesitan ser evaluadas y la información que debe ser recogida antes de hacer cualquier recomendación. La mayoría de esta información no sólo será útil haciendo recomendación de los Rompedores de Emulsión y de la prueba de la botella, si no también puede aplicarse en otras áreas que pueden ser de interés del productor (como balanza, corrosión, parafina, etc.).
Para cada área se proporciona alguna explicación. Puntos perfilados pueden tener un poco de redundancia de secciones más tempranas, pero esta información es
importante.
Mientras que recogiendo la información, es normalmente útil desarrollar un esquema para la prueba de campo en el que usted está trabajando. El esquema debe incluir situaciones, caminos, sitios, líneas de flujo, el punto de inyección y otra información útil.
2.1.1.8.1 Down Hole (Fondo del Pozo)12. Formación
La Información del fondo del pozo. Para la referencia futura al intentar tratar otras unidades que producen de esta zona.
Gravedad API del Crudo
La Información del fondo del pozo. Para la referencia futura al intentar tratar petróleo de una gravedad similar. Los crudos de gravedad baja son normalmente
más difíciles de tratar porque su peso es muy similar a la del agua que el peso de crudo de gravedad alta.
Los líquidos de peso similar no se separan rápidamente o tan fácilmente como los líquidos de diferentes pesos, este tipo de emulsiones son más difíciles de resolverse.
Gravedad Específica del Agua
El tiempo puede indicar la dificultad de ruptura de una emulsión. Las emulsiones de agua frescas normalmente son más duras de tratar que las emulsiones de salmuera altas. Esto ocurre porque el peso del petróleo es más similar al agua fresca, que al de agua de salmuera pesada. Como era expresado arriba, las emulsiones que contienen líquidos de peso similar son normalmente más difíciles de resolverse que las emulsiones que comprendieron líquidos con diferencias de peso significantes. Sabiendo esta información podrían ayudar a escoger
concentraciones químicas para una prueba de la dosificación.
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Factores del Fondo del Pozo
Influencia de agitación. (Normalmente, la agitación severa llevará a problemas de emulsiones severos).
a) Producción de Gas. - Los volúmenes grandes de producción de gas crean condiciones de agitación severas. La agitación severa normalmente lleva a las emulsiones difíciles. Por consiguiente, cuando se encuentran volúmenes altos de gas, probablemente resultarán los problemas de emulsiones severos. b) Cómo es el Fluido Producido.
1. Pozo Fluyente. - Normalmente producirá cantidades grandes de gas.
Esta agitación causada por el gas muchas veces causan emulsiones severas. La colocación de ahogo puede ser un factor determinante.
2. Bomba de Vástago (Bombeo Mecánico). - Los bombeos duros de un
pozo crearán más agitación y normalmente una emulsión más severa, que un pozo que no está bombeando. El tamaño de la bomba también es una consideración. En cualquier caso, una bomba de tubería producirá más petróleo por el golpe que una bomba de inserción porque puede ser un tamaño más grande. Por consiguiente, menos golpes y menos agitación son necesarias al usar una bomba de tubería.
3. Bomba Centrífuga Sumergible (Reda, B.J., Petróleo Dinámico, etc.).
- Son bombas que crean severa agitación abajo la del pozo y emulsiones normalmente severas y/o agua sucia.
4. Sistemas Petróleo Motriz (Sistema de Kobe o Bombeo Hidráulico).
-El uso de petróleo producido como un fluido hidráulico. Este tipo de bomba también crea agitación severa.
5. Sistemas de Levantamiento de Gas (Gas Lift). - Use gas como un medio de levantamiento. Naturalmente, la cantidad de gas necesaria para levantar el fluido producido puede causar problemas de emulsiones severas.
c) Chokes, Válvulas Check o Atajadora, etc. - Crea restricciones en un sistema. La turbulencia a través de estas restricciones puede crear problemas de emulsión.
d) Temperatura. - Temperaturas abajo del pozo pueden ser útiles.
Producción del Pozo. - Da una indicación de la severidad de la emulsión. Una emulsión seria tendría 90% de agua y 10% de petróleo, normalmente no tendrá como un problema severo de la emulsión, si fuera 10% de agua y 90% de petróleo. Cuando el porcentaje de agua producida es grande, las gotas de agua probablemente entran en contacto entre sí para formar gotas grandes que fácilmente se establecen fuera de la fase de petróleo. Si un porcentaje bajo de agua está produciéndose, las gotas de agua probablemente chocan entre sí y forman gotas más grandes que se establecen fuera de la
fase de petróleo.
Tipo de Producción (Primaria, Secundaria, o Terciaria). - Puede indicar la severidad de la emulsión. En general, los métodos de la recuperación terciarios tendrán los problemas de la emulsión más severos.
a) Aspersión de Vapor. - Inyectar agua fresca (vapor) de baja temperatura y muy alta presión. Esta combinación crea problemas severos de la emulsión.
b) Aspersión de Fuego. - Crear intenso calor. Este factor ayuda en la descomposición orgánica de materia y la formación que son agentes emulsionantes excelentes.
c) Aspersión de Químicos. - Agregar concentraciones sumamente altas de químico en superficie, los químicos activan a las formaciones productoras. Las emulsiones químicamente inducidas son el resultado.
Reparación o Historia de la Realización. - Si el pozo recientemente se ha completado o tenía un trabajo de mantenimiento realizado en él. En ese caso, el problema de la emulsión existente no puede ser un problema cuando el pozo se limpia. Nota: Un trabajo bien realizado o una reparación pueden consistir en perforar, fracturar,
acidificar, y la suma de varios tipos de químicos activos al pozo. Fluido de perforación e incluso cemento puede estar presente en la producción de un pozo de petróleo recientemente completado.
Tipo de Crudo (Parafínico, Asfáltico). – La información del fondo del pozo, para la referencia futura al intentar tratar a un tipo similar de petróleo.
a) Crudo Parafínico. – Contiene una cadena recta de los hidrocarburos
alifáticos, C15 – C80’ se precipitan cuando baja la temperatura o se eleva la
presión.
b) Crudo Asfáltico o Asfalténico. – Contiene compuestos aromáticos de peso molecular sumamente alto. Estos compuestos tienen una tendencia a precipitar en el sistema del campo de petróleo debido a sus características de
Otro Químico Introduciéndose en el Sistema. - La suma de los inhibidores de corrosión, inhibidores de incrustación y otros tipos de químicos de producción, pueden llevar a problemas severos de emulsión. Ellos también pueden llevar a las conclusiones erróneas de la prueba de botella.
Petróleo Crudo Mezclado Cuando Entra en la Batería Central. - Si se producen dos o más zonas individualmente y después mezclado en el sistema de tratado, pueden llevar a los problemas del demulsificante. Esté seguro que usted prueba en la botella cada tipo de crudo, el químico que usted selecciona tratará a cualquier petróleo
en producción.
Temperaturas en Cabeza del Pozo. - Util en la comprobación de la prueba de la botella.
2.1.1.8.2 Líneas Superficiales13.
Longitud de la Línea de Flujo. - En una línea de flujo larga el fluido producido perderá calor. Esto puede provocar una emulsión que es más difícil de tratar en un
sistema de tratamiento sin calefacción. Una pérdida de calor también puede llevar a que una parafina establece la emulsión en un sistema de tratamiento sin calefacción. También ayuda la agitación en el sistema.
Los Accesorios.
-a) Son fuentes de agitación cuando se encuentran en los codos de la cañería. b) Son puntos donde puede obtenerse una muestra compuesta para un grupo de
pozos.
_____________________________
c) Considere el número de codos en un sistema. Algunas emulsiones se pueden romper y entonces se repiten si se aplica más agitación. Provisiones de la realización en su prueba de la botella para este fenómeno.
2.1.1.8.3 Baterías14.
Este es un punto de inyección de químicos normal en sistemas grandes. Si un químico se inyecta a un satélite, esté seguro de probar los fluidos de pozo aguas arriba.
Tipos de Equipos de Separación del Satélite.
a) Si la separación de líquido-gas ocurre, habrá menos agitación en el sistema tratado.
b) Si el agua libre está alejada, esté seguro que este factor será similar en su prueba de la botella.
2.1.1.8.4 Equipos de Superficie15.
Separador. - Un separador de dos fases quita gas de los líquidos. Un separador de tres fases, separa gas, la emulsión y agua libre. El levantamiento de gas en un separador persiste un mínimo de agitación en la emulsión del tratador. Este factor es de gran ayuda en el proceso de separación de petróleo-agua.
a) Mucha agitación ocurre en un separador.
b) La presión y las gotas que ocurren a altas temperaturas en el sistema pueden ________________________________
14 Baterías: Emulsion Treating Manual – W. Dean Perryman, página 85.
c) llevar a la deposición de parafina en el recipiente y una parafina estabiliza la emulsión en un sistema de tratado sin calefacción.
Tratamiento Brusco de Agua Libre (F.W.K.O.). - Estos recipientes quitan agua libre del fluido de la producción. Se define agua libre como agua, producida con el petróleo que se establece fuera de la fase de petróleo dentro de cinco 5 minutos. El levantamiento de agua libre previene la vida útil del calentador y recipiente. Esto produce que la emulsión que tiene más tiempo para formarse que para disociarse. Estos
recipientes son muy comunes en sistemas de tratamiento de agua y en áreas que producen volúmenes grandes de agua.
a) Una cantidad de agitación apreciable puede ocurrir en el F.W.K.O. observe el estado de confusiones interiores.
b) La presión y las gotas que ocurren por la temperatura en un F.W.K.O. pueden llevar a la deposición de parafina en el recipiente y una parafina
estabiliza la emulsión en un sistema de tratado frío.
c) Normalmente se inyectan demulsificantes aguas arriba del F.W.K.O. Esto mantendrá un mejor mezclado del demulsificante en los fluidos producidos. también debe mejorar la calidad de agua libre que deja el F.W.K.O.
d) No rutinario tomado de la interfase que prueba puntos y el petróleo descargado en la línea debe usarse para supervisar un programa de rompedor de emulsión.
e) El tiempo de retención que una emulsión tiene en el F.W.K.O. debe notarse y debe ponerse en correlación a su prueba de la botella.
f) Algunos tratamientos bruscos de agua libres también son direccionadores de flujo. No pase por alto esta posibilidad en su estudio del sistema.
Barril de Lavado (Tanque de Lavado). - Este recipiente contribuye al proceso de deshidratación del petróleo proporcionando un lavado de agua y el tiempo establecido. Los barriles de lavado son recipientes normalmente sin calefacción.
a) Agitación muy pequeña ocurre en un barril de lavado.
b) No rutinario tomado de los puntos de prueba de la interfase y el petróleo descargado a la línea debe usarse para supervisar un programa del demulsificante.
c) El tiempo de retención que una emulsión tiene en un barril de lavado debe notarse y debe ponerse en correlación a su prueba de la botella.
d) Si la parafina está presente en el petróleo crudo, es probable que se forme un revoque en un barril de lavado a menos que se aplique un tratamiento químico. Revoques comprendidos de sólidos, también pueden causar problemas en los barriles de lavados. Cualquier tipo de revoque ocupa
espacio, y por consiguiente, reduce la cantidad de tiempo de establecimiento que una emulsión tiene en el recipiente. Los revoques también restringen la migración ascendente de limpiado del petróleo crudo. Sin embargo, el recipiente probablemente recibe menor perturbación cuando los revoques formados son menores comparados con otros recipientes.
e) En la mayoría de los casos, el lavado de agua que una emulsión recibe en un barril de lavado tiene sólo un efecto ligero en la resolución de la emulsión.
de petróleo eso se deriva de un barril de lavado. Como este es el caso, el nivel de agua debe ser sólo 18" a 36" sobre el aspersor. El lavado de agua será bastante eficaz si la emulsión está rota antes de entrar en este recipiente. Tratadores del Calentador. - Esta parte del equipo proporciona calor y establece tiempo a la emulsión que se rompe en el proceso.
a) Agitación muy pequeña ocurre en un tratador del calentador.
b) No rutinario tomado de los puntos de prueba de la interfase y el petróleo descargado a la línea debe usarse para supervisar un programa del demulsificante.
c) El tiempo de la retención que una emulsión tiene en un tratador del calentador debe notarse y debe ponerse en correlación a su prueba de la botella.
d) El nivel de agua en un tratador del calentador, en la sección del calentador debe ser 18" a 36" sobre el tubo de fuego. Esto permitirá el funcionamiento eficaz del tratador del calentador mientras proporciona la cantidad del máximo tiempo de establecimiento en el recipiente.
e) Siempre debe verificarse la temperatura del petróleo que va a los tanques accionarios, para asegurar que la medida de temperatura en el tratador del calentador está indicando una lectura correcta.
f) Un revoque de sólidos puede ocurrir en un tratador del calentador. Un revoque ocupará espacio y por eso reducirá la cantidad de tiempo de establecimiento que una emulsión tiene en el recipiente. Un revoque de
sólidos también restringe la migración ascendente de limpiado del petróleo crudo.
Tratadores Electrostáticos (Chem-electrics). - Estos recipientes son similares a los tratadores del calentador horizontales sólo que se agrega una corriente eléctrica en una sección de la reja. La corriente da a las gotas de agua en el campo eléctrico una carga eléctrica. Cuando se cargan, las gotas se mueven rápidamente, chocando entre sí con bastante fuerza para unir las gotas más grandes y más grandes hasta que ellas se establezcan fuera de la fase del petróleo.
a) Agitación muy pequeña ocurre en un tratador electrostático.
b) No rutinario tomado del punto de prueba de la interfase y el petróleo descargado a la línea debe usarse para supervisar un programa del demulsificante.
c) El tiempo de retención en el que una emulsión tiene un tratado electrostático debe notarse y debe ponerse en correlación a su prueba de la botella.
d) Un tratador electrostático operará con una máxima eficacia si la emulsión que entra en la sección de la reja contiene 2% - 5% de agua.
e) En un sistema sucio. Los sólidos pueden depositarse en las rejas y causan un funcionamiento defectuoso del sistema eléctrico.
f) Siempre debe verificarse la temperatura del petróleo que va a los tanques accionarios para asegurar que el termómetro en el tratador electrostático está indicando una lectura correcta.
g) Un revoque interfacial puede ser perjudicial en este sistema porque causará que los electrodos carbonados estuvieran fuera del área de la reja. Esto causará una eficacia reducida para operar el recipiente.
Tanques Accionarios. - Debe entrar petróleo limpio en los tanques accionarios. Los tanques de venta del productor limpian petróleo en tanques accionarios hasta que sea comprado por una compañía de transporte de hidrocarburos y es quitado por una unidad L.A.C.T. o por un camión cisterna.
a) Alguna agitación puede ocurrir en un tanque accionario.
b) Al trabajar en un problema de petróleo malo, es indispensable que el tanque accionario se tome una muestra y el problema es identificado como; agua libre, emulsión, parafina, sólidos, o una combinación. Un tratamiento minucioso de limpieza puede recomendarse.
c) En pruebas de planta, algunos tanques deben estar vacíos antes de empezar. Esto dará cuarto y permitirá más tiempo para perfeccionar el tratamiento. Alquiler de Unidad de Custodia para Traslado Automático (L.A.C.T.). - La función principal de una unidad L.A.C.T. son dos pliegues: 1) para medir la cantidad de petróleo crudo que es comprado por la compañía de transporte de hidrocarburos, 2) para
determinar el volumen de BS&W del petróleo crudo a comprarse. Esta porción de incrementos de traslados de equipos de petróleo, de la tubería a un recipiente de la muestra. Periódicamente, un aforador para la compañía de transporte de hidrocarburos probará el volumen de BS&W del petróleo en el recipiente de la muestra. La parte del rédito de los productores de la venta de su petróleo a la compañía de transporte de hidrocarburos es basado en el volumen de BS&W del petróleo en el recipiente de la muestra. El petróleo crudo a ser vendido por el productor debe reunir los requisitos de BS&W de la compañía de transporte de hidrocarburos o el L.A.C.T. la unidad no
transferirá los sedimentos o emulsiones de los tanques accionarios a la cañería. Las temperaturas que no estén en especificación también puede causar que esta unidad las rechace.
Medios de Reciclaje. - Es importante saber las capacidades de un sistema reciclador. Dependiendo del sistema, el fluido de los tanques accionarios, los pozos, sumideros, tanques de agua, las celdas de flotación, recipientes, y L.A.C.T. El petróleo tratado en unidades puede ser reciclado al sistema. Teniendo los medios para reciclar fluido producido podemos ayudar grandemente en la resolución de problemas de petróleos malos. Sin embargo, reciclando capacidades también puede ser una fuente primaria de problemas de petróleos malos. El petróleo reciclado de un pozo, celda de flotación, etc. puede causar fácilmente perturbaciones en un sistema a menos que usted haya hecho previsiones en su programa tratando de manejar este fluido.
Al tratar con medios de reciclaje, sea consciente de lo siguiente:
a) Sepa la cantidad de crudo, cuanto petróleo trata el sistema de reciclaje y sus características (volumen de BS&W, volumen de los sólidos, etc.).
b) Sea consciente del hecho de que los rompedores de emulsión inversas y coagulantes contuvieron en el petróleo recuperado en unidades de; celdas de flotación y tanques de agua puede crear problemas con un demulsificante regular a tratar.
c) Sabe si el hidrocarburo de estas áreas está entrando en el petróleo que trata el sistema continuamente o en baches lentos.
