DESHIDRATACIN

8/6/2019 DESHIDRATACIN

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DESHIDRATACIN

DE CRUDO

Principios y Tecnologa

Shirley MARFISI y Jean Louis SALAGER

1. DESHIDRATACIN DE CRUDOS

La deshidratacin de crudos es el proceso mediante el cual se separa el

agua asociada con elcrudo, ya sea en forma emulsionada o libre, hasta lograr

reducir su contenido a un porcentaje previamente especificado. Generalmente,

este porcentaje es igual o inferior al 1 % de agua.

Una parte del agua producida por el pozo petrolero, llamada agua libre, se

separa fcilmente del crudo por accin de la gravedad, tan pronto como la

velocidad de los fluidos es suficientemente baja. La otra parte del agua estntimamente combinada con el crudo en forma de una emulsin de gotas de

agua dispersadas en el aceite, la cual se llama emulsin agua/aceite (W/O),

como se muestra en la figura 1.

1.1 Dnde y cmose producen lasemulsionesaguaen petrleo?

El agua y el aceite son esencialmente inmiscibles, por lo tanto, estos dos

lquidos coexisten como dos lquidos distintos. La frase aceite y agua no se

mezclan expresa la mutua insolubilidad de muchos hidrocarburos lquidos con

el agua. Las solubilidades de hidrocarburos son bajas, pero varan 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

aromticos) incrementan la solubilidad del agua. El agua est 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.

Durante las operaciones de extraccin del petrleo, la mezcla bifsica de

petrleo crudo y agua de formacin se desplazan en el medio poroso a una

velocidad del orden de 1 pie/da, lo que es insuficiente para que se forme una

emulsin. Sin embargo, al pasar por todo el aparataje de produccin durante el

levantamiento y el transporte en superficie (bombas, vlvulas, codos,

restricciones, etc.) se produce la agitacin suficiente para que el agua se


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disperse en el petrleo en forma de emulsin W/O estabili zada por las especies

de actividad interfacial presentes en el crudo. Las emulsiones formadas son

macro-emulsiones W/O con dimetro de gota entre 0,1 a 100 m.

Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsin:

Dos lquidos inmiscibles, como el agua y el aceite. Suficiente agitacin para dispersar uno de los lquidos en pequeas 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

emulsionacin 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 emulsin generalmente es creada en la cabeza del pozo o en elequipo en superficie. Para el proceso continuo, la mayor parte de la emulsin

es formada en fondo de pozo, en el punto de inyeccin de gas.

En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (W/O) son

llamadas emulsiones directas, mientras que las emulsiones de aceite en agua

(O/W) son llamadas emulsiones inversas. Esta clasificacin simple no siempre

es adecuada, ya que emulsiones mltiples o complejas (o/W/O w/O/W)

pueden tambin ocurrir. Adems, esta clasificacin 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 petrleo crudo. El A&S es

principalmente agua salina; sin embargo, slidos tales como arena, lodos,

carbonatos, productos de corrosin y slidos precipitados o disueltos se

encuentran tambin presentes, por lo que A&S tambin es llamada Agua y

Sedimento Bsico (A&SB).

Otra terminologa en la industria petrolera es clasificar las emulsiones directas

producidas como duras y suaves. Por definicin una emulsin dura es muy

estable y difcil de romper, principalmente porque las gotas dispersas son muy

pequeas. Por otro lado, una emulsin suave o dispersin es inestable y fcil


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de romper. En otras palabras, cuando un gran nmero de gotas de agua de

gran dimetro estn presentes, ellas a menudo se separan fcilmente por la

fuerza gravitacional. El agua que se separa en menos de cinco minutos es

llamada agua libre.

La cantidad de agua remanente emulsionada vara ampliamente desde 1 a 60% en volumen. En los crudos medianos y livianos (>20 API) las emulsiones

contienen tpicamente de 5 a 20 % volumen de agua, mientras que en los

crudos pesados y extrapesados (


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Estos surfactantes pueden adsorberse a la interfase de la gota de agua y

formar una pelcula rgida que resulta en una alta estabilidad de la emulsin

W/O formada, lo cual ocurre en menos de tres das. Es por eso, que la

emulsin debe tratarse lo ms pronto posible con diferentes agentes tales

como: qumica deshidratante, calor, sedimentacin por centrifugacin oelectrocoalescencia.

La pelcula interfacial formada estabiliza la emulsin debido a las siguientes

causas:

a) Aumenta la tensin interfacial. Por lo general, para emulsiones de crudo la

tensin interfacial es de 30 a 36 mN/m. La presencia de sales tambin au menta

la tensin interfacial.b) Forman una barrera viscosa que inhibe la coalescencia de las gotas. Este

tipo de pelcula ha sido comparada con una envoltura plstica.

c) Si el surfactante o partcula adsorbida en la interfase es polar, su carga

elctrica provoca que se repelan unas gotas con otras.

Un segundo mecanismo de estabilizacin ocurre cuando los emulsionantes son

partculas slidas muy finas. Para ser agentes emulsionantes, las partculas

slidas deben ser ms pequeas que las gotas suspendidas y deben ser

mojadas por el aceite y el agua. Luego estas finas partculas slidas o coloides

(usualmente con surfactantes adheridos a su superficie) secolectan en la

superficie de la gota y forman una barrera fsica. Ejemplos comunes de este

tipo de emulsionante son el sulfuro de hierro y la arcilla. En la figura 2 se

muestra la adsorcin de diferentes partculas emulsionantes en una gota de

agua.

1.3 Cules son las propiedades que intervienen en la estabilidad de la

emulsin?

El rompimiento de la emulsin depende de las siguientes propiedades (Salager

1987 a):

a) Tensin interfacial. Una reduccin de la tensin interfacial no es suficiente

para aumentar la estabilidad de la emulsin. Se ha encontrado recientemente

que los sistemas de tensin ultra-baja producen emulsiones inestables.


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Estudios de tensin interfacial dinmica entre crudo y agua muestran que la

tensin disminuye con el tiempo y que se requieren varias horas de contacto

para obtener un valor estable.

A partir de las mediciones de tensin inte rfacial (IFT) se puede concluir que esla fraccin de la resina que tiene la ms alta afinidad por la interfase. Las

resinas pueden reducir el IFT a los valores cerca de 15 mN/m. Mientras que los

asfaltenos la reducen en 25 mN/m como valor lmite. El valor para el petrleo

crudo es del orden de 30 mN/m, lo cual revela que hay otros componentes

indgenas que influencian el IFT adems de las resinas y asfaltenos.

b) Viscosidad de la fase externa . Una viscosidad alta en la fase externa

disminuye el coeficiente de difusin y la frecuencia de colisin de las gotas, porlo que se incrementa la estabilidad de la emulsin. Una alta concentracin de

las gotas tambin incrementa la viscosidad aparente de la fase continua y

estabiliza la emulsin. Este efecto puede ser minimizado calentando la

emulsin.

c) Tamaode lagota. Gotas muy pequeas menores de 10 m generalmente

producen emulsiones ms estables. Una amplia distribucin de tamaos de

partculas resulta en general en una emulsin menos estable.

d) Relacin de volumen de fases . Incrementando el volumen de la fase

dispersa se incrementa el nmero de gotas y/o tamao de gota y el rea

interfacial. La distancia de separacin se reduce y esto aumenta la probabilidad

de colisin de las gotas. Todos estos factores reducen la estabilidad de la

emulsin.

e) Temperatura. Usualmente, la temperatura tiene un efecto muy fuerte en la

estabilidad de la emulsin. Incrementando la temperatura se reduce la

adsorcin de surfactantes naturales y Agregado Resina- Asfalteno parcialmente

Micela Resina- solvatado Asfalteno Cera Calcita Cera Cera Cuarzo Cera

Calcita Calcita Ripio Arenas zinc Sal

CRUDO


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CRUDO

AGUA

Figura 2. Representacin grficade laestabilizacin deunagotadeagua

poragentesemulsionantes presentesenel petrleocrudo.

disminuye la viscosidad de la fase externa, la rigidez de la pelcula interfacial yla tensin superficial. Todos estos cambios reducen la estabilidad de la

emulsin. En presencia de surfactantes aninicos, un aumento de temperatura

aumenta la afinidad de estos por la fase acuosa, mientras que lo inverso ocurre

con surfactantes no-inicos.

f) pH. La adicin de cidos o bases inorgnicos cambia radicalmente la

formacin de pelculas de asfaltenos y resinas que estabilizan las emulsiones

agua-aceite. Ajustando el pH se puede minimizar la rigidez de la pelcula queestabiliza la emulsin y aumentar la tensin superficial.

La estabilizacin de la tensin interfacial depende del pH de la fase acuosa, por

lo cual la adsorcin en la interfase presenta una histresis que indica que las

diferentes molculas emulsionantes (surfactantes naturales que contienen

grupos cidos y bases) poseen cinticas de equilibracin muy diferentes.

g) Envejecimiento de la interfase. A medida que la interfase envejece la

adsorcin de los surfactantes se completa y debido a las interacciones laterales

entre las molculas aumenta larigidez de la pelcula hasta un valor estable en

unas 3 a 4 horas. Esta pelcula o piel alrededor de la gota llega a ser ms

gruesa, ms fuerte y ms dura. Adems, la cantidad de agentes emulsionantes

se incrementa por oxidacin, fotlisis, evaporacin o por la accin de bacterias.

h) Salinidad de la salmuera . La concentracin de la salmuera es un factor

importante en la formacin de emulsiones estables. Agua fresca o salmuera

con baja concentracin de sal favorecen la estabilidad de las emulsiones. Por

el contrario, altas concentraciones de sal tienden a reducirla.

i) Tipo de aceite. Los crudos con aceite de base parafnica usualmente no

forman emulsiones


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estables, mientras que los crudos naftnicos y de base mixta forman

emulsiones estables.

Ceras, resinas, asfaltenos y otros slidos pueden influenciar la estabilidad de la

emulsin. En otras palabras, el tipo de crudo determina la cantidad y tipo de

emulsionantes naturales.

j) Diferenciadedensidad. La fuerza neta de gravedad que acta 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 sedimentacin de las gotas y

por ende, se acelera la coalescencia.

k) Presencia de cationes. Los cationes divalentes como calcio y magnesiotienen tendencia a producir una compactacin de las pelculas adsorbidas,

probablemente por efecto de pantalla electrosttica de un lado, y por otro, la

precipitacin de sales insolubles en la interfase.

l) Propiedadesreolgicasinterfaciales. Generalmente, cuando una interfase

con molculas de surfactantes adsorbidas se estira o dilata se generan

gradientes de tensin. Los gradientes de tensin se oponen al estiramiento e

intentan restaurar la uniformidad de la tensin interfacial. Como consecuencia,

la interfase presenta una cierta elasticidad. ste es el efecto llamado Gibbs-

Marangoni. En la figura 3 se muestran los factores fsico -qumicos relacionados

con las interacciones entre dos gotas de fase dispersa.

Para una interfase Newtoniana las propiedades reolgicas que determinan el

movimiento interfacial son la viscosidad de cillazamiento interfacial s, la

viscosidad dilatacional interfacial d y el gradiente de tensin interfacial. s

describe la resistencia de la interfase a cambiar de forma en un elemento

diferencial de la interfase, el rea se mantiene constante y se mide la

resistencia de la pelcula.

La viscosidad d, al igual que la elasticidad interfacial dilatacional d, se mide

slo por la dilatacin-compresin de la pelcula sin aplicar cillazamiento. Estas

propiedades describen la resistencia de la superficie a los cambios en el rea


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interfacial. En la figura 4 se muestra esquemticamente las fuerzas de cizalla y

dilatacional sobre la interfase, las cuales determinan la viscosidad de

cizallamiento y la dilatacional, respectivamente.

Figura 4. Esquemade lasfuerzasdecorte y dilatacional relacionadascon las mediciones de las viscosidades correspondientes en una interfase

agua-aceite.

Se define el mdulodilatacional interfacial como el aumento en la tensin

interfacial para una unidad de rea superficial (Lucassen-Reynders 1993), por

lo tanto, es una medida de la resistencia para la creacin de gradientes de

tensin interfacial, y la tasa a la cual tales gradientes desaparecen despus de

la deformacin.Agua

Reologa en la fase aceite Fuerzas lamelar-estructural Fuerzas hidrodinmicas

Fuerzas termodinmicas Pelcula interfacial

Pelcula: composicin, estructura, rigdez, mobilidad, compresibilidad,

porosidad Reologa interfacial

Viscosidad de cizallamiento Viscosidad dilatacional

Viscosidad de la pelcula interfacial

Figura 3. Esquema de los factores fsico-qumicos relacionados con las

interaccionesentredosgotasdefasedispersa deunaemulsin W/O.

El mdulo a una frecuencia particular es caracterizado por el valor absoluto ||

y por el ngulo de fase que describen la variacin entre la tensin interfacial

dinmica en funcin del cambio del rea interfacial.

exp( )

ln

i

d A

d= (1)


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Puede ser expresado como la suma de la contribucin elstica y la viscosidad,

d d = + i (2)

siendo d la elasticidad dilatacional (mN/m) y , d es la viscosidad dilatacional

(mN/m.s)calculada por:

= cos d(3)

sen d= (4)

donde es la velocidad angular (= 2/perodo) en (1/s).

1.4. Cmo prevenir laformacinde laemulsinaguaen petrleo?

Las emulsiones se forman en el aparataje de produccin del pozo y en las

instalaciones de superficie debido al cizallamiento, por lo que es recomendable

eliminar la turbulencia y remover el agua del aceite lo ms pronto posible.

Algunos recomiendan inyectar el surfactante a fondo de pozo para prevenir la

formacin de la emulsin. Las recomendaciones anteriores no siempre son

posibles lograrlas, por lo que en muchos casos es necesario prepararse para el

rompimiento de la emulsin inevitablemente formada.

La mejor forma de deshidratar es evitar que se produzca la emulsin o por lo

menos reducir al mximo las condiciones que favorezcan la emulsionacin, a

saber la produccin conjunta de varios fluidos y la agitacin (Salager 1987 a).

En pozos fluyentes, una agitacin considerable es generalmente causada por

el gas disuelto saliendo de la solucin (el gas se desorbe) conforme decrece la

presin. Este gas tambin causa turbulencia cuando fluye junto con la mezcla

difsica agua-aceite a travs de accesorios y restricciones en la tubera de

produccin; pasa por supuesto lo mismo cuando se utiliza el levantamiento con

gas. Esta turbulencia puede ser reducida, pero no eliminad a, instalando un

estrangulador de fondo. Este estrangulador reduce la estabilidad de la emulsin

por las siguientes causas:

a) Hay menos presin diferencial.


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b) La temperatura de fondo de pozo es considerablemente ms 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 tcnicas utilizadas para la extraccin de petrleocrudo generan o agravan los problemas de emulsiona cin. Los qumicos

usados en las fracturas de la formacin, estimulaciones de pozos, inhibicin de

corrosin, etc., frecuentemente causan problemas de emulsionacin muy

severos, por lo que existen tambin mtodos para romperlas, tales como el

calentamiento, aditivos qumicos, tratamiento elctrico y asentamiento.

En los casos de bajo contenido de agua (< 10%) resulta ventajoso aadir agua

en fondo de pozo antes que se produzca la emulsin porque as la emulsin

formada ser menos estable (el tamao de gotas aumenta y se favorece lacoalescencia).

1.5 Cul esel mecanismoderupturade laemulsinaguaen petrleo?

Diversos estudios se han hecho sobre los mecanismos de ruptura de una

emulsin W/O. Segn el anlisis de Jeffreys y Davies en 1971 estas etapas se

reducen a tres:

Etapa 1. Acercamientomacroscpicode lasgotas

Cuando las gotas de fase dispersa son ms o menos grandes se aproximan

por sedimentacin gravitacional, gobernadas por las leyesde Stokes (basada

en la suposicin de gotas esfricas rgidas, ecuacin 5) o de Hadamard

(movimiento convectivo interno en las gotas y efecto de la viscosidad de la fase

interna, ecuacin 6), pero s son menores de 5 m est presente el movimiento

Browniano.

( ) 2

2

1 2 .

9

V2 gr f r S

e

s =

=


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(5)

+

+

=i

e

i

e

H s VV

3

1 2

1

(6)

donde:

Vs = velocidad de sedimentacin de Stokes (cm/s).

VH = velocidad de sedimentacin de Hadamard (cm/s).

1 = densidad del agua (g/cm3).

2 = densidad del crudo (g/cm3).

g = aceleracin de gravedad (cm/s2).

r = radio de las gotas de agua dispersas en el crudo (cm).

e = viscosidad de la fase externa (cp).


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i = viscosidad de la fase interna (cp).

fs = factor de Stokes (1/cm.s)

Deshidratacin de crudo 11 Cuaderno FIRP 853

Una velocidad de sedimentacin del orden de 1 mm por da es suficientemente

baja paraque el movimiento de conveccin trmica y el movimiento Browniano la

compense. Esto

indica que el problema de sedimentacin puede volverse muy severo para

crudos pesados o

extrapesados (Salager 1987 a), para los cuales la diferencia de densidad es

poca y la

viscosidad es alta.

De los parmetros incluidos en la ecuacin (5), la viscosidad es la que presentamayor

influencia, producto de la gran sensibilidad de este parmetro ante variaciones

en la

temperatura. En la figura 5 se muestra la variacin de la velocidad de

asentamiento con la

temperatura en trminos del factor de Stokes ( fs = Vs/r2) para crudos de

distintas gravedades

API. Como puede verse, el efecto de la variacin en la temperatura y la

gravedad API en el

factor de Stokes es drstico para crudos muy viscosos, lo que da lugar a

diferencias de varios

rdenes de magnitud en la velocidad de sedimentacin cuando se considera

una pequea

variacin en la gravedad API o se incrementa la temperatura.

Figura 5. Variacindel factorde Stokescon latemperatura y lagravedad

API.

Etapa 2. Drenajede la pelcula

Al final de la etapa anterior, las gotas se deforman y se genera una pelcula

intergota, dando

inicio as a la segunda etapa del proceso llamada drenaje de la pelcula,

donde estn


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involucrados fenmenos interfaciales relacionados con la presencia de

surfactantes adsorbidos.


Una vez que dos gotas se acercan, se produce una deformacin de su

superficie(adelgazamiento del orden de 0,1 micra o menos) y se crea una pelcula de

fluido entre las

mismas, con un espesor alrededor de 500 .

La velocidad de drenaje de la pelcula depende de las fuerzas que actan en la

interfase de

la pelcula. Cuando dos gotas de fase interna de una emulsin se aproximan

una a la otra

debido a las fuerzas gravitacionales, conveccin trmica o agitacin, se crea unflujo de

lquido entre ambas interfases y el espesor de la pelcula dism inuye.

El flujo de lquido de la pelcula trae consigo molculas de surfactantes

naturales

adsorbidas debido al flujo convectivo creando un gradiente de concentracin en

la interfase.

Este gradiente de concentracin produce una variacin en el valor local de la

tensin

interfacial (gradiente de tensin) que genera una fuerza opuesta al flujo de

lquido fuera de la

pelcula, figura 6 (a), (b).

El esfuerzo de corte asociado con el drenaje tiende a concentrar la mayor parte

de las

molculas de surfactante natural fuera de la pelcula y a disminuir su

concentracin en el

interior de la pelcula. Las molculas de desemulsionantes son adsorbidas en

los espacios

dejados por los surfactantes naturales en la pelcula, figura 7 (a), (b).

Por la variacin de la tensin interfacial con el tiempo, la tasa de adsorcin de

los


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desemulsionantes en la interfase crudo/agua es ms rpida que la de los

surfactantes naturales

del crudo. Cuando la pelcula llega a ser muy delgada y debido a la proximidad

de la fase

dispersa, las fuerzas de atraccin de Van der Waals dominan y ocurre lacoalescencia.

Toda vez que ocurre el acercamiento de las gotas se pueden presentar varios

tipos de

interacciones entre ellas que retrasen o aceleren el drenaje de la pelcula. Por

ejemplo, cuando

Figura 6 (a) Efectodel

drenajede la pelcula

sobre laconcentracinde surfactantesnaturales.

(b) Efectode laconcentracin

superficial sobre la

variacinen latensin

interfacial enel interiorde

la pelculadrenada.

/r

/ rnegativo

negativo

Reduccin

del drenaje

aceite

aceite Gotadeagua

Reduccin

del drenaje

(a)

(b)

rr

Concentracindesurfactantes

naturales


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fuerzafuerza


las gotas poseen en la interfase una carga elctrica, su acercamiento est

inhibido por una

repulsin de tipo elctrico.El acercamiento tambin pueden ser demorado por fenmenos electrocinticos

como el

efecto electroviscoso denominado potencial de flujo (fuerza opuesta al

drenaje de la

pelcula) y/o un aumento de la viscosidad interfacial (formacin de una pelcula

interfacial

rgida e inmovilizacin de la capa de aceite que solvata las colas lipoflicas). La

mejor formade eliminar estos efectos es anular las interacciones del surfactante natural, lo

cual se logra

mediante la formulacin fisicoqumica (Salager 1987 b).

Etapa 3. Coalescencia

La coalescencia se define como un fenmeno irreversible en el cual las gotas

pierden su

identidad, el rea interfacial se reduce y tambin la energa libre del sistema

(condicin de

inestabilidad). Sin embargo, este fenmeno se produce slo cuando se vencen

las barreras

energticas asociadas con las capas de emulsionante adsorbido y la pelcula

de fase continua

entre las dos gotas. Esta etapa puede considerarse como instantnea respecto

a las dos

primeras etapas.

Los procesos de deshidratacin utilizan efectos fsicos destinados a aumentar

la velocidad

de la primera etapa, tales como el calentamiento, que reduce la viscosidad de

la fase externa y

aumenta la diferencia de densidad entre los fluidos; un aumento de la

cantidad de fase


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interna (reduce el recorrido promedio de cada gota antes del contacto con otra).

Tambin es posible usar fuerzas diferentes a la gravedad natural para

aumentar la

velocidad de contacto y/o el tamao de la gota: gravedad artificial por

centrifugacin (Vold yGroot 1962), fuerzas capilares con filtros coalescedores (Spielman y Goren

1962) o fuerzas

electrostticas (Cottrell y Speed 1911).

Figura 7 (a) Ilustracin

esquemticade laadsorcin

del surfactantedeshidratante

en lasuperficie librede la

pelcula (b) Efectode la concentracinsuperficial del

surfactantenatural y las

molculasdedeshidratante

sobre lavariacinde la

tensininterfacial enel

interiorde la pelcula

drenada.

/r

/rpositivo

positivo

Aumento

del drenaje

aceite

aceite Gotadeagua

Aumento

del drenaje

(a)

(b)

r

Surfactante + deshidratante


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fuerzafuerza

r


2. METODOS DE TRATAMIENTO PARA LA DESHIDRATACIN

Dependiendo del tipo de aceite y de la disponibilidad de recursos se combinancualquiera de

los siguientes mtodos tpicos de deshidratacin de crudo: Qumico, trmico,

mecnico y

elctrico. En general, se usa una combinacin de los mtodos trmicos y

qumicos con uno

mecnico o elctrico para lograr la deshidratacin efectiva de la emulsin W/O.

El tratamiento qumico consiste en aplicar un producto desemulsionante

sintticodenominado en las reas operacionales de la industria petrolera como qumica

deshidratante,

el cual debe ser inyectado tan temprano como sea posible a nivel de superficie

o en el fondo

del pozo. Esto permite ms tiempo de contacto y puede prevenir la formacin

de emulsin

corriente abajo. La inyeccin de desemulsionante antes de una bomba,

asegura un adecuado

contacto con el crudo y minimiza la formacin de emulsin por la accin de la

bomba.

El tratamiento por calentamiento consiste en el calentamiento del cru do

mediante equipos

de intercambio de calor, tales como calentadores de crudo y hornos.

El tratamiento mecnico se caracteriza por utilizar equipos de separacin

dinmica que

permiten la dispersin de las fases de la emulsin y aceleran el proceso de

separacin

gravitacional. Entre ellos se encuentran los tanques de sedimentacin llamados

comnmente

tanques de lavado.

Para el tratamiento elctrico se utilizan equipos denominados deshidratadores


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electrostticos, y consiste en aplicar un campo elctrico para acelerar el

proceso de

acercamiento de las gotas de fase dispersa.

La seleccin y preparacin del tipo de desemulsionante debe coincidir con el

recipiente detratamiento de la emulsin. Los tanque de lavado que tienen largo tiempo de

retencin (8-24

horas), requieren desemulsionantes de accin lenta. Por otro lado, los

tratadores-calentadores y

las unidades electrostticas con corto tiempo de retencin (15 -60 minutos)

requieren

desemulsionantes de accin muy rpida. Problemas como precipitacin de

parafinas en climasfros, incremento de slidos, adicin de compuestos qumicos para estimulacin

de pozos,

pueden requerir el cambio del desemulsionante inyectado en lnea.

2.1 Accinde la qumicadeshidratante

Diferentes estudios (Salager 1987a) han demostrado que el mecanismo fsico-

qumico de

accin de los agentes deshidratantes o desemulsionantes est asociado a la

formulacin ptima

del sistema (SAD = 0, siendo SAD la Diferencia de Afinidad del Surfactante).

La formulacin ptima se define bsicamente como un estado de equilibrio

entre las

afinidades del surfactante para la fase acuosa y para la fase olica. Se han

determinado

cuantitativamente los efectos de las diferentes variables de formulacin

(salinidad, ACN,

EON, WOR, temperatura, entre otras) sobre el equilibrio hidroflico/lipoflico

entre el

surfactante y su ambiente fsico-qumico (Salager 1999, Salager et al., 1979

a,b,c).

En un sistema surfactante-agua-aceite, la formulacin ptima se logra cuando

en un


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barrido unidimensional de cualquier variable de formulacin, el sistema

presenta una tensin

interfacial mnima o ultra-baja, acompaada en general de la aparicin de un

sistema trifsico

Deshidratacin de crudo 15 Cuaderno FIRP 853en el cual la mayor parte del surfactante est en la fase media. Para el caso de

emulsiones agua

en crudo es poco corriente poder observar tal sistema trifsico y la inestabilidad

se detecta por

el progreso de la coalescencia y la evolucin de la tensin interfacial dinmica.

Para conseguir esta condicin en una emulsin W/O que ya contiene un

surfactante

lipoflico (modelo de los surfactantes naturales en el crudo), se debe aadir unsurfactante

hidroflico de peso molecular promedio o bajo (modelo agente deshidratante)

de manera que el

parmetro caracterstico de la mezcla produzca una emulsin inestable

(Salager 1987 b). La

formulacin ptima es independiente de la concentracin de surfactante y de la

cantidad de la

fase media, el surfactante es atrapado en una microemulsin (Antn y Salager

1986).

Por lo general, los desemulsionantes comerciales son mezclas de varios

componentes que

tienen estructuras qumicas diferentes y materiales polimricos, as como una

amplia

distribucin de peso molecular. Estn conformados por un 30 a 50% de materia

activa

(surfactantes) ms la adicin de solventes adecuados, tales como nafta

aromtica y alcoholes.

Entre los ms utilizados estn los copolmeros bloques de xido de etileno y de

xido de

propileno, las resinas alquil-fenol formaldehdas, las poliaminas, alcoholes

grasos, aminas


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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.

Estos surfactantes tienen tres efectos fundamentales una vez adsorbidos en lainterfase

agua-aceite: uno es la inhibicin de la formacin de una pelcula rgida, otro el

debilitamiento

de la pelcula volvindola compresible y el ms importante, el cambio en la

formulacin del

sistema para alcanzar la condicin de SAD = 0.

Tabla 1. Historiadel usodedeshidratantes.

Perodo Dosificacin (ppm) Tipode qumica 1920

1.000

Jabones, sales de cidos naftnicos,

aromticos y alquilaromticos, sulfonatos,

aceite de castor sulfatado

1930 1.000 Sulfonatos de petrleo, esteres de cidos

sulfosuccnicos, di-epxicos

Desde 1935 100 500 cidos grasos etoxilados, alcoholes grasos y

alquilfenoles

Desde 1950

100

Copolmeros bloques de xido de

etileno/xido de propileno EO/PO, resinas palquilfenol

formaldehdas + EO/PO y

modificaciones

Desde 1965 30 50 Aminas oxialquiladas, poliaminas

Desde 1976 10 30 Oxialquilados, resinas p-alquilfenol

formaldehidas cclicas y modificaciones

complejas

Desde 1986 5 - 20 Poliesteraminas y sus mezclas


21/58

Fuente: Staiss F., R. Bohm and R. Kupfer, 1991. Improved Demulsifier

Chemistry: A novel approach

in the Dehydration of crude oil. SPE Production Engineering, Vol. 6, N 3, pp.

334-338.

Deshidratacin de crudo 16 Cuaderno FIRP 8532.2 Accindel campoelctrico

La fuerza resultante entre dos gotas cargadas est dada por la Ley de

Coulomb:

2

1 2

4

.

x

F q q

o

= (7)

donde q es la carga de la gota, xes la distancia entre los centros de las gotas y

ola

permitividad de la fase continua. La direccin del movimiento depende de la

polaridad de la

carga y del campo elctrico. Para una gota cargada por contacto directo con un

electrodo, la

fuerza resultante se reescribe:

2 2

2

4

6

F r E oil o

= (8)


22/58

siendo oil la constante dielctrica relativa del crudo y E el campo elctrico.

Esta fuerza ocasiona que la gota cargada migre hacia el electrodo de carga

opuesta y se

inicie entonces el contacto con otras gotas, permitiendo la coalescencia. Para

dos gotaspolarizadas de igual tamao alineadas en el campo elctrico, la fuerza de

atraccin es:

4

3 2 6 x

F E d oil o = (9)

En un campo D.C. (corriente directa), las gotas migrarn en un patrn continuo

con una

velocidad determinada por la viscosidad de la fase continua. Las gotasgradualmente perdern

su carga, dependiendo del tiempo de relajacin de la fase continua.

En el caso de corriente continua (A.C.), una gota cargada tender a oscilar en

una posicin

media entre los electrodos. Una gota puede llegar a cargarse por otros

mecanismos tales como:

ionizacin, adsorcin preferencial de iones a la interfase (doble capa elctrica)

o transferencia

de carga convectiva desde un electrodo por la fase orgnica (Burris 1977).

En investigaciones realizadas se ha podido estudiar el fenmeno que hace que

los voltajes

D.C. sean tan efectivos y permitan remover grandes cantidades de agua (Burris

1977). Este

principio se esquematiza en la figura 8. En esta figura se representa un crudo

fluyendo

verticalmente con una sola gota de agua presente. A medida que la gota entra

en el alto

gradiente D.C. entre los electrodos, ste le induce una carga a la superficie de

la gota, que es

igual a la del electrodo ms cercano, por lo que inmediatamente ambos se

repelen y la gota es


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atrada hacia el electrodo de carga contraria.

Cuando la gota se acerca al electrodo de carga contraria, la carga superficial

de la gota se

altera por el gran potencial del ahora electrodo ms cercano, lo que hace que

sea repelida denuevo y atrada por el electrodo de carga contraria . Este movimiento de la gota

es una

migracin ordenada entre los electrodos. Los altos potenciales D.C. retienen a

las gotas de

agua hasta sean suficientemente grandes como para sedimentar.


Electrodo (+) (-)Electrodo

Campo D.CConsiderando lo anteriormente expuesto para un sistema de una emulsin W/O

con miles

de gotas de agua. Las gotas polarizadas (cargadas mitad positivamente y mitad

negativamente)

tendern a colisionar entre s, por lo cual la coalescencia ocurrir ms rpido.

Este fenmeno

tambin hace que gotas en medios ms viscosos colisionen, y es necesario

altas temperaturas.

Otro ejemplo, es el perfil corriente-voltaje obtenido en la deshidratacin

electrosttica de

una emulsin agua en crudo aplicando un campo elctrico D.C. de 1.000

Voltios/cm y una

dosificacin de 100 ppm de qumica deshidratante (resina fenol formaldehdo),

figura 9. Se

observa que inicialmente la corriente aumenta de manera considerable, luego

alcanza un

mximo y despus disminuye hasta valores cercanos a cero.

Figura 8. Movimientodeunagota

deaguaentredoselectrodosde

polaridaddual.

Crudo Furrial, fw = 0,1, T ambiente ,


24/58

100 ppm Lipesa1001R, 100 ppm NaCl

0

0,5

1

1,52

2,5

3

3,5

4

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000

Tiempo (seg)

VoltajeCorriente

Emulsin W/O 10:90 v/v, salinidad 0,01 g/L, 100 ppm

Figura 9. Perfil Intensidadde

corriente-Voltajeenfuncindel

tiempodurante ladeshidratacin

Electrostticadeunaemulsin

aguaen petrleocrudo.


Taylor (1988) encontr que la forma de tales perfiles puede explicarse de la

siguiente

manera:

a) Un perodo inicial durante el cual ocurre el alineamiento de las gotas en

cadena como

si fuera un rosario;

b) Un perodo en el cual las cadenas de gotas de gran longitud forman un

puente entre los

electrodos, ocasionando un incremento en la conductividad de la emulsin;

c) Un punto en el cual la conduccin de corriente alcanza un mximo; y

d) Una regin caracterizada por una conductividad altamente errtica,

eventualmente

disminuye a cero, como consecuencia de la disminucin del nivel de agua en la


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emulsin debido al progreso de coalescencia de las gotas.

Taylor (1988) sugiri lo siguiente: el proceso inicial es capacitivo, resultando

quizs de la

conduccin superficial en las gotas de agua que se tocan, ms que de la

conduccin a travs delas gotas. Esta fase inicial es influenciada por factores como: viscosidad de la

fase aceite,

volumen de la fase dispersa y voltaje aplicado.

En la ltima regin la conduccin ocurre a travs de las gotas (coalescencia), y

la duracin

de est zona se ve afectada por el voltaje aplicado y la presencia de aditivos

qumicos; a mayor

voltaje o mayor concentracin de qumica, ms rpida es la deshidratacin. Enla figura 10 se

ilustra esquemticamente el proceso de electrocoalescencia.

Figura 10. Esquemadel procesodeelectrocoalescencia.

0 kV/cm

La longitud de las cadenas se hace

mayor, formando puentes entre los

electrodos

Las gotas coalescen y el agua forma

puente con los electrodos, campo

elctrico crtico y conductividad mxima

V I

V I

V I


3. ASPECTOS PRCTICOS Y TECNOLGICOS

3.1 Aplicacindel mapadeformulacina ladeshidrataci ndecrudos

En la historia de un pozo ocurre en general un aumento paulatino del

porcentaje de agua

producida. Uno de los problemas ms severos es el aumento de viscosidad de

las emulsiones


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W/O con el contenido de agua, el cual provoca problemas de bombeo y de

reduccin de la

produccin.

Para encontrar solucin a este problema conviene estudiar la influencia de las

variables decomposicin conjuntamente con la de la variable generalizada de formulacin

SAD HLD. A

tal efecto se usan sistemas modelos compuestos por un ternario surfactante-

aceite-salmuera.

Tales sistemas poseen dos variables independientes de composicin, las

cuales se expresan en

general, como la concentracin de surfactante y la relacin agua-aceite WOR

(Salager 1987a).La concentracin del surfactante tiene una influencia general bien definida

(Anderz

1984). Debajo de una cierta concentracin crtica no hay suficiente

surfactante en el sistema

para estabilizar una emulsin. Al contrario, el WOR tiene un efecto ms difcil

de entender, ya

que ste se combina con el de la formulacin. Se sabe (Becher 1977; Lissant

1974) que un

aumento del contenido de agua de una emulsin W/O (formulacin SAD > 0)

termina siempre

por invertirse en una emulsin O/W cuando el porcentaje de agua llega a 70 -

80%.

El mapa bidimensional de formulacin-composicin (por ejemplo, SAD-WOR)

es

extremadamente til para explicar el papel de la qumica deshidratante cuando

se aade a la

mezcla agua-crudo en el fondo de pozo antes de la formacin de la emulsin

(Salager 1987a).

Para tratar un sistema susceptible de producir una emulsin W/O estable

ubicada en B+


27/58

A+ (SAD > 0) por efecto de los surfactantes naturales, basta aadir un

surfactante hidroflico

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 figura 11,caso 1. En

tales condiciones, se obtendr una emulsin W/O inestable.

Si al mismo sistema se aade un surfactante hidroflico disuelto en una

cantidad notable

de agua, de forma que el SAD resultante sea cero en la frontera A+/A-

levemente negativo en

A-, se obtendr una emulsin O/W inestable, figura 11 caso 2. Este puede ser

mejor que elcaso 1 si el crudo es viscoso, ya que la emulsin W/O puede ser difcil de

bombear.

Si se aade un surfactante hidroflico y agua en cantidades suficientes para

producir SAD

< 0 en la zona A-, se puede obtener una emulsin O/W estable, figura 11 caso

3, lo que puede

ser interesante para ciertos tipos de aplicaciones, como es el caso de

transporte de crudos

pesados (Grosso et al., 1984) la produccin de emulsiones combustibles.

En la mayora de los casos el problema es diferente y consiste en aadir la

qumica

deshidratante a una emulsin ya estabilizada por surfactantes naturales. En lo

que concierne a

la deshidratacin, el cambio de B+ (SAD > 0) al lmite de B+/B-(SAD = 0) a

B-(SAD < 0

cerca de cero), y el cambio de B+ A+ al lmite A+/A-(SAD = 0) a A-(SAD

DESHIDRATACIN

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