Realizado por:Oriana Rodríguez

Onelys Sereno

Puntos a tratar:Emulsión.

Emulsionantes agua en crudo. Agentes emulsionantes.

Estabilidad de la emulsión. Introducción al proceso de Deshidratación y Desalado de

Crudos.Deshidratación de Crudos

Métodos de Deshidratación de Crudos. Tratamiento Químico. Tratamiento Eléctrico. Tratamiento Mecánico. Tratamiento Térmico.

Desalado de Crudos. Proceso de Desalado de Crudos. Importancia del Proceso.

EMULSIÓNRequisitos esenciales: Dos líquidos inmiscibles .

Agitación suficiente para dispersar uno en el otro. Agente emulsificante.

Proceso de Extracción

Mezcla bifásica de petróleo y agua en

el medio poroso

Dispersión de Agua en Petróleo

estabilizada por especies de

actividad interfacial

MACROEMULSIÓN W/O

En la industria petrolera:

Emulsiones agua en aceite (W/O) Emulsiones directasEmulsiones aceite en agua (O/W) Emulsiones inversas Otras: o/W/O o w/O/W Emulsiones múltiples o complejas

Luego, Emulsiones Directas (A&S o A&SB)

Otra terminología: Emulsiones duras Estable y difícil de romper Emulsiones suaves Inestable y fácil de romper

EMULSIONES AGUA EN CRUDO

Cantidad de agua remanente emulsionada:

Varía entre 1 y 60% en volumen:Crudos medianos y livianos (> 20 °API) 5 y 20% volumen de

aguaCrudos pesados y extrapesados (<20 °API) 10 y 35% de agua

Agua Libre.

La cantidad de agua libre depende de la relación agua/aceite y varía significativamente de un pozo a

otro.

EMULSIONES AGUA EN CRUDO

AGENTES EMULSIONANTESSURFACTANTES.

El comportamiento del surfactante en la interfase agua/aceite es el factor dominante en la estabilización de emulsiones.

Los agentes emulsionantes pueden ser clasificados como:

Compuestos surfactantes naturalesSólidos finamente divididosQuímicos de producción añadidos

Parte Hidrofóbica

Parte Hidrofílica

SURFACTANTES NATURALESMacromoléculas con actividad interfacial que tienen un alto contenido de aromáticos y por lo tanto son relativamente planas con al menos un grupo polar y colas lipofílicas, con actividad interfacial.

Se forman de las fracciones ácidas de asfaltenos, resinas, ácidos nafténicos y materiales porfirínicos.

La emulsión debe tratarse lo más pronto posible con diferentes agentes tales como: química deshidratante, calor, sedimentación por centrifugación o electrocoalescencia.

ESTABILIDAD DE LA EMULSIÓNPropiedades:

Tensión Interfacial Viscosidad de la fase externa Tamaño de la gota Relación de Volumen de fases Temperatura pH Envejecimiento de la interfase Salinidad de la Salmuera Tipo de aceite Diferencia de densidad Presencia de Cationes Propiedades reológicas interfaciales

FUNCIÓN DE LOS PROCESOS

Deshidratación

Desalado Evitar daños en equipos y catalizadores

Evitar transportar agua sin valor

DESHIDRATACIÓN DE CRUDOS

El petróleo extraído de los pozos contiene normalmente cierta cantidad de agua emulsionada que origina un

incremento en los costos de transporte y refinación. De allí la necesidad de separar la emulsión en cada una de las

fases que la componen.

La Deshidratación es el proceso mediante el cual se separa el agua asociada con el crudo, ya sea en forma emulsionada o

libre, hasta lograr reducir el contenido de la misma a un porcentaje previamente especificado.

MÉTODOS DE DESHIDRATACIÓN

Tratamiento Químico

Química Deshidratante para prevenir la formación de la

emulsión

Calentadores y hornos para reducir la viscosidad

del aceite

Equipos de separación dinámica para acelerar el

proceso de separación gravitacional

Deshidratadores electrostáticos para orientar las cargas eléctricas y hacer

que las gotas de agua coalescan

Tratamiento Térmico

Tratamiento Mecánico

Tratamiento Eléctrico

TRATAMIENTO QUÍMICO Agentes deshidratantes o desemulsionantes

Formulación óptima

Tensión interfacial mínima o ultrabaja.

¿ Cómo obtenerla?Se debe añadir un surfactante hidrofílico de peso molecular promedio o bajo.

Formulación óptima del sistema(SAD = 0)

Equilibrio lipofílico/hidrofílico

Lipofílico Hidrofílico

TRATAMIENTO QUÍMICODesemulsificantes comerciales.

Son mezclas de varios componentes que tienen estructuras químicas diferentes y materiales poliméricos, así como una amplia distribución de peso molecular.

Deben tener tres efectos fundamentales:

Inhibición de la formación de una película rígida.

El debilitamiento de la película volviéndola compresible.

El cambio en la formulación del sistema para alcanzar la condición de SAD = 0.

TRATAMIENTO ELÉCTRICO

Los altos potenciales D.C. retienen a las gotas de agua hasta sean suficientemente grandes como para sedimentar.

Colisión de gotas de agua.

Voltajes D.C.

TRATAMIENTO ELÉCTRICOOtro ejemplo,

Perfil corriente-voltaje obtenido en la deshidratación electrostática de una emulsión agua en crudo aplicando un campo eléctrico D.C. de 1.000 Voltios/cm y una dosificación de 100 ppm de química deshidratante.

Esquema del proceso de electrocoalescencia

VENTAJAS DEL TRATAMIENTO ELECTROESTÁTICO

La emulsión puede ser rota a temperaturas muy por debajo que la que requieren los tratadores-calentadores.

Debido a que sus recipientes son mucho más pequeños que los calentadores, eliminadores de agua libre y gun-barrels, son ideales para plataformas petroleras marinas.

Pueden remover mayor cantidad de agua que otros tratadores.

Las bajas temperaturas de tratamiento provocan menores problemas de corrosión e incrustación.

EQUIPOS PARA TRATAMIENTO ELÉCTRICOCalentadores Electrostáticos.

La aplicación del campo eléctrico sobre la emulsión induce a la formación de dipolos eléctricos en las gotas de agua, lo que origina una atracción entre ellas, incrementando su contacto y su posterior coalescencia.

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS DESHIDRATADORES ELÉCTRICOS

VENTAJAS DESVENTAJAS Menos afectados en su operación

por las características del crudo, agua y agentes emulsionantes.

Tiempo de residencia asociado relativamente corto.

Son de menor dimensión.

Mejor calidad del agua separada.

Mayor flexibilidad en cuanto a las fluctuaciones o variaciones en los volúmenes de producción.

Requerimiento de supervisión constante en su operación.

Instalación de sistemas de control más sofisticados.

Instalación de sistemas de carga para un mayor control de flujo al equipo.

Los dispositivos del equipo podrían ser afectados por los cambios en las propiedades conductoras de los fluidos de alimentación.

El nivel de agua libre es controlado por dos medidores de nivel en paralelo y con diferentes principios de operación.

TRATAMIENTO MECÁNICOSEPARADORES GAS-LÍQUIDO.

Sirven para separar el gas asociado al crudo que proviene desde los pozos de producción.

Se identifican cuatro secciones de separación:

Separación Primaria.Separación Secundaria.Extracción de neblina.Acumulación de líquido.

Promover la separación gas-líquido mediante la reducción de velocidad y diferencia de densidad

OBJETIVO

TRATAMIENTO MECÁNICOSEPARADORES GRAVITACIONALES.

El agua es removida por la fuerza de gravedad y esta remoción provoca ahorros en el uso de combustible de los calentadores.

El asentamiento gravitacional se lleva

a cabo en grandes recipientes llamados: Tanques, Sedimentadores, Tanques de lavado, “Gun barrels” Eliminadores de agua libre (EAL ó “FreeWater Knockout FWK”).

TRATAMIENTO TÉRMICOLos tratadores-calentadores pueden ser de tipo directo e indirecto.

Calentadores de tipo directo.

El diseño normal de un calentador tipo vertical cumple las siguientes funciones:

1) Desgasificado de la emulsión de entrada;

2) Remoción de arenas, sedimentos y agua libre previo al calentamiento;

3) Lavado con agua y calentamiento de la emulsión;

4) Coalescencia y asentamiento de las gotas de agua.

Calentador de crudo a fuego directo

TRATAMIENTO TÉRMICO

Calentadores de tipo indirecto.

El proceso de transferencia de calor se efectúa mediante un baño de agua caliente, en el cual se encuentra sumergida la tubería que transporta la emulsión.

Este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosión y son utilizados en instalaciones donde es posible recuperar calor, tales como el gas caliente de salida de las turbinas.

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL CALENTAMIENTO

VENTAJAS DESVENTAJAS1. Reduce la viscosidad de la fase

continua: un incremento en la temperatura de 10 °F baja la viscosidad de la emulsión por un factor de 2.

2. Incrementa el movimiento browniano y la colisión de las gotas de agua para su coalescencia.

3. Incrementa la diferencia de densidad entre la salmuera y el crudo.

4. Promueve una mejor distribución del desemulsionante.

5. Disuelve las parafinas cristalizadas que le dan estabilidad a las emulsiones.

6. Debilita la película de emulsionante que rodea a las gotas de agua.

1. Provoca la migración de los compuestos más volátiles del crudo hacia la fase gas. Esta pérdida de livianos ocasiona una disminución de volumen del crudo calentado y una disminución en su gravedad API.

2. Incrementa los costos de combustible.

3. Incrementa los riesgos en las instalaciones.

4. Requieren mayor instrumentación y control.

5. Causa depósitos de coke.

ESTACIÓN DE FLUJO PARA DESHIDRATAR CRUDO

DESALADO DE CRUDOSEl desalado de crudos consiste en la remoción

de impurezas tales como sales, cristales de sal y óxidos en suspensión normalmente presentes en el crudo al momento de su

llegada a la refinería.

Etapas del proceso

Decantación en

tanques

Desalado

Dosificación de hidróxido de

sodio

IMPUREZAS

SALES

CRISTALES DE SAL

ÓXIDOS EN SUSPENSIÓN

NaCl

CaCl2

MgCl2

DESALADOR

PROCESO DE DESALADO

PrecalentamientoDisminuye la

viscosidad

Agua de lavado

Crudo

Agua residual

Crudo Desalado

Agua residual + Impurezas

Mezclador Estático

Campo Eléctrico

Soda Cáustica

CONTROL DE CORROSIÓN

NaCl

CaCl2

MgCl2

+ HCl

+ H2O

2HCl

R-NH2

300ºCHidróxido de

Sodio

NaOH

Aminas

HCl

+ H2O

R-NH3+CL-

IMPORTANCIA DEL PROCESO

PRECIO

EQUIPOS

PROCESO

Se fija dependiendo del volumen de impurezas presentes en el crudo

Hidrólisis ácidos Corrosión

Transferencia de calor ineficiente

Menor capacidad de

fraccionamiento y transporte

Necesidad de limpieza y

mantenimiento frecuentes