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EVALUAR DEMULSIFICANTES SELECCIONADOS POR PRUEBA DE BOTELLASPARA DICIDIR CUAL DE ELLOS UTILIZAR EN LA OPERACIOacuteN

983112983113983097983088983092983085983088983088983097

Hugo Melgar Lazo Dante Pissani CastroMaestriacutea en Ciencias con Mencioacuten en Ingenieriacutea de Petroacuteleo y Gas Natural ndash FIP - UNIAgosto 2015

RESUMEN

Los fluidos extraiacutedos de los reservorio de hidrocarburos en superficie por las tuberiacuteas de produccioacuten instaladas

desde la cabeza del pozo hasta la planta de tratamiento (bateriacuteas) fluyen petroacuteleo agua y gas en el trayecto el agua

se emulsiona con el petroacuteleo en las bateriacuteas el agua se separa del petroacuteleo para transportar el petroacuteleo por

oleoductos desde el campo a las refineriacuteas con contenido de sal menor a 10 ppm y 02 BSampW Para separar el agua

del petroacuteleo se utilizan uno o maacutes procesos como productos quiacutemicos (demulsificantes) calor (para disminuir la

viscosidad del petroacuteleo) desaladora (separacioacuten electrostaacutetico) u otros procesos Los demulsificantes son los maacutes

utilizados solo o en complemento con otros procesos En el mercado se encuentran muchos productos

demulsificantes las empresas que venden estos productos efectuacutean pruebas de botella en el campo de petroacuteleo se

seleccionan los 2 oacute 3 demulsificantes que separaron todo oacute mayor porcentaje de agua El siguiente paso es evaluarlos demulsificantes seleccionados en el campo petrolero en el proceso de produccioacuten del petroacuteleo El presente

trabajo trata sobre la evaluacioacuten de dos demulsificantes A y B seleccionados por prueba de botella para decidir con

cuaacutel de los dos productos se operaraacute en el campo petrolero en base al resultado de deshidratacioacuten y costo del

producto

ABSTRACT

The fluids extracted from the reservoir of hydrocarbons in surface through pipes installed from the wellhead to the

processing plant (batteries) flowing oil water and gas 983084 water is emulsified with oil in route in the batteries the water is

separated from oil to transport oil by pipeline from the field to refineries with lower salt content to 10 ppm and 02 B amp

W To separate water from oil are used one or more processes such as chemicals (demulsifiers) heat (to reduce the

viscosity of oil) desalination plant (electrostatic separation) or other processes The demulsifiers are the most used

alone or in complement with other processes In the market there are many demulsifiers products companies selling

these products perform tests bottle in the oil field 2 or 3 demulsifiers that separated wholly or higher percentage of

water is selected The next step is to evaluate the selected demulsifiers in oil field in the oil production process This

paper deals with the evaluation of two demulsifiers A and B selected by test bottle to decide which of the two products

will operate in the oil field based on the result of dehydration and product cost

INTRODUCCION

En los campos petroleros los sistemas deproduccioacuten comprenden los pozos con los

equipos de extraccioacuten tuberiacuteas de produccioacutendesde la cabeza del pozo hasta la planta detratamiento (bateriacutea) los fluidos atraviesanvaacutelvulas codos restricciones etc los queproducen agitacioacuten suficiente para que el agua sedisperse en el petroacuteleo en forma de emulsioacutenagua-petroacuteleo estabilizada por la actividadinterfacial presentes en el crudo

BATERIA

La bateriacutea comprende los siguientes dispositivosmanifold separadores tanques de lavado y

tanques de reposo (Fig 1) El primer dispositivode separacioacuten primario es el Separador dondese separa el agua libre el gas y el petroacuteleoemulsionado el cual del separador es derivado alos tanques de lavado donde se separa parte delresto del agua emulsionado si la emulsioacutenpersiste se utilizaraacuten otros dispositivos comocalentadores desatadores etc para ser

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transportado por oleoductos a las refineriacuteas libresde agua (BSW = 02)

Fig 1 Sistema de produccioacuten de petroacuteleo

EMULSION

Es un sistema heterogeacuteneo formado por dosliacutequidos inmiscibles uno de ellos se encuentradisperso en el otro en forma de pequentildeas gotascuyos diaacutemetros estaacuten entre 01 a 100 micromestabilizados por cargas eleacutectricas y agentesemulsificantes como productos tensoactivossolidos finamente divididos etc como semuestran en las Figs 2 3 y 4

Existen tres requisitos esenciales para formaruna emulsioacutenbull Dos liacutequidos inmiscibles como el agua y elaceitebull Suficiente agitacioacuten para dispersar uno de losliacutequidos en pequentildeas gotasbull Un agente emulsionante para estabilizar lasgotas dispersas en la fase continuacutea

983110983145983143 983090 983109983149983157983148983155983145983283983150 983140983141 983137983143983157983137 983141983150 983152983141983156983154983283983148983141983151 (983159983151)

983110983145983143 983091 983120983141983148983277983139983157983148983137 983140983141 983137983143983141983150983156983141 983141983149983157983148983155983145983142983145983139983137983150983156983141 (983105 983109) 983154983151983140983141983137 983148983137

983143983151983156983137 983140983141 983137983143983157983137

Fig 4 Representacioacuten graacutefica de la estabilizacioacuten deuna gota de agua por agentes emulsionantespresentes en el crudo

DEMULSIFICANTE

Son productos quiacutemicos intermedios activos que -cuando se formula en mezclas y aplicada en elcampo - reducen la tensioacuten interfacial entrehidrocarburo y agua rompe la peliacuteculaemulsionante lo que permite liberar la gota deagua para coalescer con otras gotasgeneraacutendose la deshidratacioacuten y la separacioacuten delas fases liacutequidas lo que conduce a una mejorade la calidad del hidrocarburo separado

Cada demulsificante tiene diferente capacidad deruptura de la peliacutecula que rodea la fase dispersalo que influye en el rendimiento deldemulsificante

Para ello debe utilizar el demulsificante apropiadopara romper la peliacutecula y eliminar laemulsificacioacuten para lograr una raacutepida y efectivaseparacioacuten de las dos fases

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El demulsificante rodea la peliacutecula y entra encontacto con la emulsioacuten disminuyendo elespesor de la peliacutecula hasta romperlo al liberarsela gota de agua estos se juntan para formar gotasmaacutes grandes y decantar hacia la base delpetroacuteleo formando agua libre faacutecil de ser drenado

Los demulsificantes deben ser dosificados enforma continua en la relacioacuten determinada en las

pruebas de botella yo pruebas de campo Losrangos de dosificacioacuten pueden variar de 10 a1000 ppm aunque generalmente con un buendeshidratante se utilizan 10 a 100 ppmGeneralmente los crudos pesados requierenmayor dosificacioacuten que los crudos ligeros Elexceso de dosificacioacuten de demulsificanteincrementa los costos de tratamiento y puedeestabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten directa WO oacuteproducir emulsiones inversas OW

983110983145983143 983092 983109983148 983140983141983149983157983148983155983145983142983145983139983137983150983156983141 983154983151983140983141983137 983148983137 983152983141983148983277983139983157983148983137 983140983141983148 983105 983109

983110983145983143 983093 983109983148 983140983141983149983157983148983155983145983142983145983139983137983150983156983141 destruye la peliacutecula que rodea

la gota

Fig 6 Las gotas liberadas se juntan formado gotasmaacutes grandes y decantan

PRUEBA DE BOTELLAS

Se efectuacutea en el campo en la bateriacutea al ingresodel separador de totales se toma muestra delcrudo se separa el agua libre el crudoemulsionado se distribuye en voluacutemenes igualesen varias botellas a cada botella se agrega

distintas gotas (concentracioacuten en ppm) dedemulsificante cada 30 minutos se registra elagua libre decantado en cada botella el tiempototal puede variar de 2 a 4 horas en una tabla seregistra los resultados Se repite la prueba conotros demulsificantes se eligen 2 o 3demulsificantes que separaron el mayor volumende agua en el menor tiempo y con el menornuacutemero de gotas o concentracioacuten en ppm dedemulsificante

Fig 7 Prueba de botella

Se observa que la muestra de crudo en la botella

Ndeg 3 con la concentracioacuten de ppm dedemulsificante separo el agua en forma claramientras que en las otras botellas si bien seobserva separacioacuten de agua estos aun contienenemulsioacuten

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Fig 8 Se observa que la muestra en la probeta Ndeg4separoacute mayor porcentaje de agua

EVALUACION EN LA OPERACIOacuteN LOSDEMULCIFICANTES SELECIONADOS POR LAPRUEBA DE BOTELLAS

La evaluacioacuten de los demulsificantesseleccionados por prueba de botellas se efectuacutea

en el campo porque las condiciones de laoperacioacuten e instalaciones afectan en positivo onegativo en la accioacuten de los demulsificantes ycon el objetivo de decidir la compra de acuerdo alresultado

Las caracteriacutesticas del crudo que se produce enel campo donde se realizoacute la evaluacioacuten es de 26API a 60 degF la temperatura de los fluidosextraiacutedos en cabeza de pozo en promedio 100degC los puntos de inyeccioacuten del demulsificante Xque se estaacute utilizando son en la cabeza de cadapozo e ingreso a los separadores

Para obtener la muestra de crudo y evitar lacontaminacioacuten entre demulsificantes en el crudose coordinoacute con los responsables de efectuar laprueba de cada demulsificante dejar de inyectardemulsificante en cabeza de los pozos por 24horas solo inyectar al ingreso de los separadoresy tomar la muestra antes del punto de inyeccioacutenen la liacutenea de ingreso al separador

Para efectuar la prueba de botellas sepresentaron 4 proveedores de demulsificantesque denominaremos demulsificantes A B C y D

PROGRAMA DE EVALUACION

a) Prueba de botellas

1- Suspender inyeccioacuten de demulsificante X encabeza de los pozos por 24 hrs

2- Los responsables de cada demulsificantedeben sacar suficiente muestra de petroacuteleo alingreso de los separadores antes de los puntosde inyeccioacuten del demulsificante X

3- Restablecer la inyeccioacuten del demulsificante Xen cabeza de los pozos

4- Cada responsable procederaacute a efectuar la

prueba de botella en laboratorio bajo lasupervisioacuten del supervisor de produccioacuten

Los demulsificantes A y B separaron mayorporcentaje de agua del crudo emulsionado encomparacioacuten a los cuatro demulsificantes queefectuaron prueba de botellas

b) Prueba en la operacioacuten de demulsificantes A y

B

1- Inyectar la misma cantidad del demulsificante

X en cabeza de pozos y separadores deldemulsificante A

2- Despueacutes de 24 horas en un tanque vaciacuteorecibir el petroacuteleo tratado con el demulsificante Ahasta llenar el tanque

3- Una vez que se llena el tanque de reposomedir el contenido de BSampW tomando muestrasen tope medio y fondo del tanque a 1 2 3 4 y 5horas de llenado el tanque

4- Determinar en laboratorio el BSampW de cadamuestra para graficar los resultados

Fig 9 Tanque de reposo puntos de toma de muestrapara determinar ppm y BSampW

983120983157983150983156983151983155 983140983141

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983106983123amp983127

Fig 10 Resultado de la accioacuten del demulsificanteA en el tanque de reposo

Concluido la prueba con el demulsificante A seinyecto en el sistema el demulsificante X por 24horas luego se dejoacute de inyectar este

demulsificante en la cabeza de los pozos por 24horas continuo inyectando en los separadoresdespueacutes de sacar la muestra en los separadoresse inicioacute a inyectar el demulsificante B en todo elsistema a las 24 horas se inicioacute a recibir el crudoen tanque vaciacuteo

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00 0983093 9830890 983089983093 9830900 983090983093 9830910 983091983093 9830920

983106983123amp983127

983110983145983143 983089983089 983122983141983155983157983148983156983137983140983151983155 983140983141 983148983137 983137983139983139983145983283983150 983140983141983148 983140983141983149983157983148983155983145983142983145983139983137983150983156983141 983106 983141983150

983141983148 983156983137983150983153983157983141 983140983141 983154983141983152983151983155983151

CONCLUSIONES

1- Del anaacutelisis de las curvas de accioacuten de losdemulsificantes en los tanques de reposo sedetermina que el demulsificante A a 1 hora dereposo el BSampW en la zona superior del tanquees de 25 de B 20

2- El demulsificante B a los 5 horas de reposo suaccioacuten de disminuir el BSampW es miacutenimo mientrasque A continua accionando

3- De lo anterior se establece que eldemulsificante A es de accioacuten continua y B deaccioacuten raacutepida

4- En la zona inferior del tanque la emulsioacuten es

mayor que la zona superior

5- En el Lote de operacioacuten existen 7 aacutereas deextraccioacuten de petroacuteleo con uno o dos bateriacuteas sedecidioacute utilizar el demulsificante B en aquellosque se tengan tanques de reposo menores a 5horas y A en aquellos que tengan suficientes tanques de reposo

BIBLIOGRAFIA

983089983085 FUENTES FIGUEROA Anghellys Coromoto EVALUAR POR MEDIO DE PRUEBAS DELABORATORIO DE QUIacuteMICOSDEMULSIFICANTES PARA INYECTARSE A LALIacuteNEA DE CRUDO MEREY ANTES DE SUALMACENAMIENTO 983125983150983145983158983141983154983155983145983140983137983140 983140983141 983119riente

983126983141983150983141983162983157983141983148983137 (9830900983089983089)

2- Laurencio Alfonso Heacutector - Delgado DrubeyYodelkis PROPIEDADES REOLOacuteGICAS DE

EMULSIONES DE PETROacuteLEO PESADO ENAGUA Ingeniare Revista chilena de ingenieriacuteavol 16 Nordm 1 (2008)

3- MARFISI Shirley y SALAGER Jean LouisDESHIDRATACIOacuteN DE CRUDO Principios yTecnologiacutea Inf Teacutec FIRP Nordm S853-PPUniversidad de los Andes Meacuterida Venezuela(2004)

4- Velaacutesquez Ingrid Pereira Juan CEmulsiones de agua en crudo AspectosGenerales Universidad de Carabobo ValenciaVenezuela (2014)

983112983151983154983137983155

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transportado por oleoductos a las refineriacuteas libresde agua (BSW = 02)

Fig 1 Sistema de produccioacuten de petroacuteleo

EMULSION

Es un sistema heterogeacuteneo formado por dosliacutequidos inmiscibles uno de ellos se encuentradisperso en el otro en forma de pequentildeas gotascuyos diaacutemetros estaacuten entre 01 a 100 micromestabilizados por cargas eleacutectricas y agentesemulsificantes como productos tensoactivossolidos finamente divididos etc como semuestran en las Figs 2 3 y 4

Existen tres requisitos esenciales para formaruna emulsioacutenbull Dos liacutequidos inmiscibles como el agua y elaceitebull Suficiente agitacioacuten para dispersar uno de losliacutequidos en pequentildeas gotasbull Un agente emulsionante para estabilizar lasgotas dispersas en la fase continuacutea

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Fig 4 Representacioacuten graacutefica de la estabilizacioacuten deuna gota de agua por agentes emulsionantespresentes en el crudo

DEMULSIFICANTE

Son productos quiacutemicos intermedios activos que -cuando se formula en mezclas y aplicada en elcampo - reducen la tensioacuten interfacial entrehidrocarburo y agua rompe la peliacuteculaemulsionante lo que permite liberar la gota deagua para coalescer con otras gotasgeneraacutendose la deshidratacioacuten y la separacioacuten delas fases liacutequidas lo que conduce a una mejorade la calidad del hidrocarburo separado

Cada demulsificante tiene diferente capacidad deruptura de la peliacutecula que rodea la fase dispersalo que influye en el rendimiento deldemulsificante

Para ello debe utilizar el demulsificante apropiadopara romper la peliacutecula y eliminar laemulsificacioacuten para lograr una raacutepida y efectivaseparacioacuten de las dos fases

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El demulsificante rodea la peliacutecula y entra encontacto con la emulsioacuten disminuyendo elespesor de la peliacutecula hasta romperlo al liberarsela gota de agua estos se juntan para formar gotasmaacutes grandes y decantar hacia la base delpetroacuteleo formando agua libre faacutecil de ser drenado

Los demulsificantes deben ser dosificados enforma continua en la relacioacuten determinada en las

pruebas de botella yo pruebas de campo Losrangos de dosificacioacuten pueden variar de 10 a1000 ppm aunque generalmente con un buendeshidratante se utilizan 10 a 100 ppmGeneralmente los crudos pesados requierenmayor dosificacioacuten que los crudos ligeros Elexceso de dosificacioacuten de demulsificanteincrementa los costos de tratamiento y puedeestabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten directa WO oacuteproducir emulsiones inversas OW

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la gota

Fig 6 Las gotas liberadas se juntan formado gotasmaacutes grandes y decantan

PRUEBA DE BOTELLAS

Se efectuacutea en el campo en la bateriacutea al ingresodel separador de totales se toma muestra delcrudo se separa el agua libre el crudoemulsionado se distribuye en voluacutemenes igualesen varias botellas a cada botella se agrega

distintas gotas (concentracioacuten en ppm) dedemulsificante cada 30 minutos se registra elagua libre decantado en cada botella el tiempototal puede variar de 2 a 4 horas en una tabla seregistra los resultados Se repite la prueba conotros demulsificantes se eligen 2 o 3demulsificantes que separaron el mayor volumende agua en el menor tiempo y con el menornuacutemero de gotas o concentracioacuten en ppm dedemulsificante

Fig 7 Prueba de botella

Se observa que la muestra de crudo en la botella

Ndeg 3 con la concentracioacuten de ppm dedemulsificante separo el agua en forma claramientras que en las otras botellas si bien seobserva separacioacuten de agua estos aun contienenemulsioacuten

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Fig 8 Se observa que la muestra en la probeta Ndeg4separoacute mayor porcentaje de agua

EVALUACION EN LA OPERACIOacuteN LOSDEMULCIFICANTES SELECIONADOS POR LAPRUEBA DE BOTELLAS

La evaluacioacuten de los demulsificantesseleccionados por prueba de botellas se efectuacutea

en el campo porque las condiciones de laoperacioacuten e instalaciones afectan en positivo onegativo en la accioacuten de los demulsificantes ycon el objetivo de decidir la compra de acuerdo alresultado

Las caracteriacutesticas del crudo que se produce enel campo donde se realizoacute la evaluacioacuten es de 26API a 60 degF la temperatura de los fluidosextraiacutedos en cabeza de pozo en promedio 100degC los puntos de inyeccioacuten del demulsificante Xque se estaacute utilizando son en la cabeza de cadapozo e ingreso a los separadores

Para obtener la muestra de crudo y evitar lacontaminacioacuten entre demulsificantes en el crudose coordinoacute con los responsables de efectuar laprueba de cada demulsificante dejar de inyectardemulsificante en cabeza de los pozos por 24horas solo inyectar al ingreso de los separadoresy tomar la muestra antes del punto de inyeccioacutenen la liacutenea de ingreso al separador

Para efectuar la prueba de botellas sepresentaron 4 proveedores de demulsificantesque denominaremos demulsificantes A B C y D

PROGRAMA DE EVALUACION

a) Prueba de botellas

1- Suspender inyeccioacuten de demulsificante X encabeza de los pozos por 24 hrs

2- Los responsables de cada demulsificantedeben sacar suficiente muestra de petroacuteleo alingreso de los separadores antes de los puntosde inyeccioacuten del demulsificante X

3- Restablecer la inyeccioacuten del demulsificante Xen cabeza de los pozos

4- Cada responsable procederaacute a efectuar la

prueba de botella en laboratorio bajo lasupervisioacuten del supervisor de produccioacuten

Los demulsificantes A y B separaron mayorporcentaje de agua del crudo emulsionado encomparacioacuten a los cuatro demulsificantes queefectuaron prueba de botellas

b) Prueba en la operacioacuten de demulsificantes A y

B

1- Inyectar la misma cantidad del demulsificante

X en cabeza de pozos y separadores deldemulsificante A

2- Despueacutes de 24 horas en un tanque vaciacuteorecibir el petroacuteleo tratado con el demulsificante Ahasta llenar el tanque

3- Una vez que se llena el tanque de reposomedir el contenido de BSampW tomando muestrasen tope medio y fondo del tanque a 1 2 3 4 y 5horas de llenado el tanque

4- Determinar en laboratorio el BSampW de cadamuestra para graficar los resultados

Fig 9 Tanque de reposo puntos de toma de muestrapara determinar ppm y BSampW

983120983157983150983156983151983155 983140983141

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Fig 10 Resultado de la accioacuten del demulsificanteA en el tanque de reposo

Concluido la prueba con el demulsificante A seinyecto en el sistema el demulsificante X por 24horas luego se dejoacute de inyectar este

demulsificante en la cabeza de los pozos por 24horas continuo inyectando en los separadoresdespueacutes de sacar la muestra en los separadoresse inicioacute a inyectar el demulsificante B en todo elsistema a las 24 horas se inicioacute a recibir el crudoen tanque vaciacuteo

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CONCLUSIONES

1- Del anaacutelisis de las curvas de accioacuten de losdemulsificantes en los tanques de reposo sedetermina que el demulsificante A a 1 hora dereposo el BSampW en la zona superior del tanquees de 25 de B 20

2- El demulsificante B a los 5 horas de reposo suaccioacuten de disminuir el BSampW es miacutenimo mientrasque A continua accionando

3- De lo anterior se establece que eldemulsificante A es de accioacuten continua y B deaccioacuten raacutepida

4- En la zona inferior del tanque la emulsioacuten es

mayor que la zona superior

5- En el Lote de operacioacuten existen 7 aacutereas deextraccioacuten de petroacuteleo con uno o dos bateriacuteas sedecidioacute utilizar el demulsificante B en aquellosque se tengan tanques de reposo menores a 5horas y A en aquellos que tengan suficientes tanques de reposo

BIBLIOGRAFIA

983089983085 FUENTES FIGUEROA Anghellys Coromoto EVALUAR POR MEDIO DE PRUEBAS DELABORATORIO DE QUIacuteMICOSDEMULSIFICANTES PARA INYECTARSE A LALIacuteNEA DE CRUDO MEREY ANTES DE SUALMACENAMIENTO 983125983150983145983158983141983154983155983145983140983137983140 983140983141 983119riente

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2- Laurencio Alfonso Heacutector - Delgado DrubeyYodelkis PROPIEDADES REOLOacuteGICAS DE

EMULSIONES DE PETROacuteLEO PESADO ENAGUA Ingeniare Revista chilena de ingenieriacuteavol 16 Nordm 1 (2008)

3- MARFISI Shirley y SALAGER Jean LouisDESHIDRATACIOacuteN DE CRUDO Principios yTecnologiacutea Inf Teacutec FIRP Nordm S853-PPUniversidad de los Andes Meacuterida Venezuela(2004)

4- Velaacutesquez Ingrid Pereira Juan CEmulsiones de agua en crudo AspectosGenerales Universidad de Carabobo ValenciaVenezuela (2014)

983112983151983154983137983155

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El demulsificante rodea la peliacutecula y entra encontacto con la emulsioacuten disminuyendo elespesor de la peliacutecula hasta romperlo al liberarsela gota de agua estos se juntan para formar gotasmaacutes grandes y decantar hacia la base delpetroacuteleo formando agua libre faacutecil de ser drenado

Los demulsificantes deben ser dosificados enforma continua en la relacioacuten determinada en las

pruebas de botella yo pruebas de campo Losrangos de dosificacioacuten pueden variar de 10 a1000 ppm aunque generalmente con un buendeshidratante se utilizan 10 a 100 ppmGeneralmente los crudos pesados requierenmayor dosificacioacuten que los crudos ligeros Elexceso de dosificacioacuten de demulsificanteincrementa los costos de tratamiento y puedeestabilizar auacuten maacutes la emulsioacuten directa WO oacuteproducir emulsiones inversas OW

983110983145983143 983092 983109983148 983140983141983149983157983148983155983145983142983145983139983137983150983156983141 983154983151983140983141983137 983148983137 983152983141983148983277983139983157983148983137 983140983141983148 983105 983109

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la gota

Fig 6 Las gotas liberadas se juntan formado gotasmaacutes grandes y decantan

PRUEBA DE BOTELLAS

Se efectuacutea en el campo en la bateriacutea al ingresodel separador de totales se toma muestra delcrudo se separa el agua libre el crudoemulsionado se distribuye en voluacutemenes igualesen varias botellas a cada botella se agrega

distintas gotas (concentracioacuten en ppm) dedemulsificante cada 30 minutos se registra elagua libre decantado en cada botella el tiempototal puede variar de 2 a 4 horas en una tabla seregistra los resultados Se repite la prueba conotros demulsificantes se eligen 2 o 3demulsificantes que separaron el mayor volumende agua en el menor tiempo y con el menornuacutemero de gotas o concentracioacuten en ppm dedemulsificante

Fig 7 Prueba de botella

Se observa que la muestra de crudo en la botella

Ndeg 3 con la concentracioacuten de ppm dedemulsificante separo el agua en forma claramientras que en las otras botellas si bien seobserva separacioacuten de agua estos aun contienenemulsioacuten

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Fig 8 Se observa que la muestra en la probeta Ndeg4separoacute mayor porcentaje de agua

EVALUACION EN LA OPERACIOacuteN LOSDEMULCIFICANTES SELECIONADOS POR LAPRUEBA DE BOTELLAS

La evaluacioacuten de los demulsificantesseleccionados por prueba de botellas se efectuacutea

en el campo porque las condiciones de laoperacioacuten e instalaciones afectan en positivo onegativo en la accioacuten de los demulsificantes ycon el objetivo de decidir la compra de acuerdo alresultado

Las caracteriacutesticas del crudo que se produce enel campo donde se realizoacute la evaluacioacuten es de 26API a 60 degF la temperatura de los fluidosextraiacutedos en cabeza de pozo en promedio 100degC los puntos de inyeccioacuten del demulsificante Xque se estaacute utilizando son en la cabeza de cadapozo e ingreso a los separadores

Para obtener la muestra de crudo y evitar lacontaminacioacuten entre demulsificantes en el crudose coordinoacute con los responsables de efectuar laprueba de cada demulsificante dejar de inyectardemulsificante en cabeza de los pozos por 24horas solo inyectar al ingreso de los separadoresy tomar la muestra antes del punto de inyeccioacutenen la liacutenea de ingreso al separador

Para efectuar la prueba de botellas sepresentaron 4 proveedores de demulsificantesque denominaremos demulsificantes A B C y D

PROGRAMA DE EVALUACION

a) Prueba de botellas

1- Suspender inyeccioacuten de demulsificante X encabeza de los pozos por 24 hrs

2- Los responsables de cada demulsificantedeben sacar suficiente muestra de petroacuteleo alingreso de los separadores antes de los puntosde inyeccioacuten del demulsificante X

3- Restablecer la inyeccioacuten del demulsificante Xen cabeza de los pozos

4- Cada responsable procederaacute a efectuar la

prueba de botella en laboratorio bajo lasupervisioacuten del supervisor de produccioacuten

Los demulsificantes A y B separaron mayorporcentaje de agua del crudo emulsionado encomparacioacuten a los cuatro demulsificantes queefectuaron prueba de botellas

b) Prueba en la operacioacuten de demulsificantes A y

B

1- Inyectar la misma cantidad del demulsificante

X en cabeza de pozos y separadores deldemulsificante A

2- Despueacutes de 24 horas en un tanque vaciacuteorecibir el petroacuteleo tratado con el demulsificante Ahasta llenar el tanque

3- Una vez que se llena el tanque de reposomedir el contenido de BSampW tomando muestrasen tope medio y fondo del tanque a 1 2 3 4 y 5horas de llenado el tanque

4- Determinar en laboratorio el BSampW de cadamuestra para graficar los resultados

Fig 9 Tanque de reposo puntos de toma de muestrapara determinar ppm y BSampW

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Fig 10 Resultado de la accioacuten del demulsificanteA en el tanque de reposo

Concluido la prueba con el demulsificante A seinyecto en el sistema el demulsificante X por 24horas luego se dejoacute de inyectar este

demulsificante en la cabeza de los pozos por 24horas continuo inyectando en los separadoresdespueacutes de sacar la muestra en los separadoresse inicioacute a inyectar el demulsificante B en todo elsistema a las 24 horas se inicioacute a recibir el crudoen tanque vaciacuteo

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CONCLUSIONES

1- Del anaacutelisis de las curvas de accioacuten de losdemulsificantes en los tanques de reposo sedetermina que el demulsificante A a 1 hora dereposo el BSampW en la zona superior del tanquees de 25 de B 20

2- El demulsificante B a los 5 horas de reposo suaccioacuten de disminuir el BSampW es miacutenimo mientrasque A continua accionando

3- De lo anterior se establece que eldemulsificante A es de accioacuten continua y B deaccioacuten raacutepida

4- En la zona inferior del tanque la emulsioacuten es

mayor que la zona superior

5- En el Lote de operacioacuten existen 7 aacutereas deextraccioacuten de petroacuteleo con uno o dos bateriacuteas sedecidioacute utilizar el demulsificante B en aquellosque se tengan tanques de reposo menores a 5horas y A en aquellos que tengan suficientes tanques de reposo

BIBLIOGRAFIA

983089983085 FUENTES FIGUEROA Anghellys Coromoto EVALUAR POR MEDIO DE PRUEBAS DELABORATORIO DE QUIacuteMICOSDEMULSIFICANTES PARA INYECTARSE A LALIacuteNEA DE CRUDO MEREY ANTES DE SUALMACENAMIENTO 983125983150983145983158983141983154983155983145983140983137983140 983140983141 983119riente

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2- Laurencio Alfonso Heacutector - Delgado DrubeyYodelkis PROPIEDADES REOLOacuteGICAS DE

EMULSIONES DE PETROacuteLEO PESADO ENAGUA Ingeniare Revista chilena de ingenieriacuteavol 16 Nordm 1 (2008)

3- MARFISI Shirley y SALAGER Jean LouisDESHIDRATACIOacuteN DE CRUDO Principios yTecnologiacutea Inf Teacutec FIRP Nordm S853-PPUniversidad de los Andes Meacuterida Venezuela(2004)

4- Velaacutesquez Ingrid Pereira Juan CEmulsiones de agua en crudo AspectosGenerales Universidad de Carabobo ValenciaVenezuela (2014)

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Fig 8 Se observa que la muestra en la probeta Ndeg4separoacute mayor porcentaje de agua

EVALUACION EN LA OPERACIOacuteN LOSDEMULCIFICANTES SELECIONADOS POR LAPRUEBA DE BOTELLAS

La evaluacioacuten de los demulsificantesseleccionados por prueba de botellas se efectuacutea

en el campo porque las condiciones de laoperacioacuten e instalaciones afectan en positivo onegativo en la accioacuten de los demulsificantes ycon el objetivo de decidir la compra de acuerdo alresultado

Las caracteriacutesticas del crudo que se produce enel campo donde se realizoacute la evaluacioacuten es de 26API a 60 degF la temperatura de los fluidosextraiacutedos en cabeza de pozo en promedio 100degC los puntos de inyeccioacuten del demulsificante Xque se estaacute utilizando son en la cabeza de cadapozo e ingreso a los separadores

Para obtener la muestra de crudo y evitar lacontaminacioacuten entre demulsificantes en el crudose coordinoacute con los responsables de efectuar laprueba de cada demulsificante dejar de inyectardemulsificante en cabeza de los pozos por 24horas solo inyectar al ingreso de los separadoresy tomar la muestra antes del punto de inyeccioacutenen la liacutenea de ingreso al separador

Para efectuar la prueba de botellas sepresentaron 4 proveedores de demulsificantesque denominaremos demulsificantes A B C y D

PROGRAMA DE EVALUACION

a) Prueba de botellas

1- Suspender inyeccioacuten de demulsificante X encabeza de los pozos por 24 hrs

2- Los responsables de cada demulsificantedeben sacar suficiente muestra de petroacuteleo alingreso de los separadores antes de los puntosde inyeccioacuten del demulsificante X

3- Restablecer la inyeccioacuten del demulsificante Xen cabeza de los pozos

4- Cada responsable procederaacute a efectuar la

prueba de botella en laboratorio bajo lasupervisioacuten del supervisor de produccioacuten

Los demulsificantes A y B separaron mayorporcentaje de agua del crudo emulsionado encomparacioacuten a los cuatro demulsificantes queefectuaron prueba de botellas

b) Prueba en la operacioacuten de demulsificantes A y

B

1- Inyectar la misma cantidad del demulsificante

X en cabeza de pozos y separadores deldemulsificante A

2- Despueacutes de 24 horas en un tanque vaciacuteorecibir el petroacuteleo tratado con el demulsificante Ahasta llenar el tanque

3- Una vez que se llena el tanque de reposomedir el contenido de BSampW tomando muestrasen tope medio y fondo del tanque a 1 2 3 4 y 5horas de llenado el tanque

4- Determinar en laboratorio el BSampW de cadamuestra para graficar los resultados

Fig 9 Tanque de reposo puntos de toma de muestrapara determinar ppm y BSampW

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Fig 10 Resultado de la accioacuten del demulsificanteA en el tanque de reposo

Concluido la prueba con el demulsificante A seinyecto en el sistema el demulsificante X por 24horas luego se dejoacute de inyectar este

demulsificante en la cabeza de los pozos por 24horas continuo inyectando en los separadoresdespueacutes de sacar la muestra en los separadoresse inicioacute a inyectar el demulsificante B en todo elsistema a las 24 horas se inicioacute a recibir el crudoen tanque vaciacuteo

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CONCLUSIONES

1- Del anaacutelisis de las curvas de accioacuten de losdemulsificantes en los tanques de reposo sedetermina que el demulsificante A a 1 hora dereposo el BSampW en la zona superior del tanquees de 25 de B 20

2- El demulsificante B a los 5 horas de reposo suaccioacuten de disminuir el BSampW es miacutenimo mientrasque A continua accionando

3- De lo anterior se establece que eldemulsificante A es de accioacuten continua y B deaccioacuten raacutepida

4- En la zona inferior del tanque la emulsioacuten es

mayor que la zona superior

5- En el Lote de operacioacuten existen 7 aacutereas deextraccioacuten de petroacuteleo con uno o dos bateriacuteas sedecidioacute utilizar el demulsificante B en aquellosque se tengan tanques de reposo menores a 5horas y A en aquellos que tengan suficientes tanques de reposo

BIBLIOGRAFIA

983089983085 FUENTES FIGUEROA Anghellys Coromoto EVALUAR POR MEDIO DE PRUEBAS DELABORATORIO DE QUIacuteMICOSDEMULSIFICANTES PARA INYECTARSE A LALIacuteNEA DE CRUDO MEREY ANTES DE SUALMACENAMIENTO 983125983150983145983158983141983154983155983145983140983137983140 983140983141 983119riente

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2- Laurencio Alfonso Heacutector - Delgado DrubeyYodelkis PROPIEDADES REOLOacuteGICAS DE

EMULSIONES DE PETROacuteLEO PESADO ENAGUA Ingeniare Revista chilena de ingenieriacuteavol 16 Nordm 1 (2008)

3- MARFISI Shirley y SALAGER Jean LouisDESHIDRATACIOacuteN DE CRUDO Principios yTecnologiacutea Inf Teacutec FIRP Nordm S853-PPUniversidad de los Andes Meacuterida Venezuela(2004)

4- Velaacutesquez Ingrid Pereira Juan CEmulsiones de agua en crudo AspectosGenerales Universidad de Carabobo ValenciaVenezuela (2014)

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Fig 10 Resultado de la accioacuten del demulsificanteA en el tanque de reposo

Concluido la prueba con el demulsificante A seinyecto en el sistema el demulsificante X por 24horas luego se dejoacute de inyectar este

demulsificante en la cabeza de los pozos por 24horas continuo inyectando en los separadoresdespueacutes de sacar la muestra en los separadoresse inicioacute a inyectar el demulsificante B en todo elsistema a las 24 horas se inicioacute a recibir el crudoen tanque vaciacuteo

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CONCLUSIONES

1- Del anaacutelisis de las curvas de accioacuten de losdemulsificantes en los tanques de reposo sedetermina que el demulsificante A a 1 hora dereposo el BSampW en la zona superior del tanquees de 25 de B 20

2- El demulsificante B a los 5 horas de reposo suaccioacuten de disminuir el BSampW es miacutenimo mientrasque A continua accionando

3- De lo anterior se establece que eldemulsificante A es de accioacuten continua y B deaccioacuten raacutepida

4- En la zona inferior del tanque la emulsioacuten es

mayor que la zona superior

5- En el Lote de operacioacuten existen 7 aacutereas deextraccioacuten de petroacuteleo con uno o dos bateriacuteas sedecidioacute utilizar el demulsificante B en aquellosque se tengan tanques de reposo menores a 5horas y A en aquellos que tengan suficientes tanques de reposo

BIBLIOGRAFIA

983089983085 FUENTES FIGUEROA Anghellys Coromoto EVALUAR POR MEDIO DE PRUEBAS DELABORATORIO DE QUIacuteMICOSDEMULSIFICANTES PARA INYECTARSE A LALIacuteNEA DE CRUDO MEREY ANTES DE SUALMACENAMIENTO 983125983150983145983158983141983154983155983145983140983137983140 983140983141 983119riente

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