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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.
Deshidratacin de crudo 12 Cuaderno FIRP 853
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
Deshidratacin de crudo 13 Cuaderno FIRP 853
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
Deshidratacin de crudo 14 Cuaderno FIRP 853
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
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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)
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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.
Deshidratacin de crudo 17 Cuaderno FIRP 853
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 ,
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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.
Deshidratacin de crudo 18 Cuaderno FIRP 853
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
Deshidratacin de crudo 19 Cuaderno FIRP 853
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+
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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