Cuaderno Firp s853-Pp

8/14/2019 Cuaderno Firp s853-Pp

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MODULO DE ENSEANZA EN FENOMENOS INTERFACIALESCUADERNO FIRP S853-PPCUADERNO FIRP S853-PP

UNIVERSIDAD DE LOS ANDESFACULTAD DE INGENIERIA

ESCUELA DE INGENIERIA QUIMICA

Lab. Formulacion, Interfaces, Reologa y Procesos

DESHIDRATACINDE CRUDO

Principios y Tecnologa

Shirley MARFISI y Jean Louis SALAGER

MINISTERIO DE

CIENCIA Y TECNOLOGIA

PPGEA-FONACIT

PLAN PILOTO en ESPECIALIDADES QUIMICAS

*********

en espaol


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Deshidratacin de crudo Cuaderno FIRP 82

INDICE

1. Deshidratacin de crudos .. 31.1 Dnde y cmo se producen las emulsiones agua en petrleo?. 31.2 Cules son los agentes emulsionantes? ... 51.3 Cules son las propiedades involucradas en la estabilidad de la emulsin?.... 61.4 Cmo prevenir la formacin de emulsiones? . 91.5 Cul es el mecanismo de ruptura de la emulsin? . 10

2. Mtodos de Tratamiento ..142.1 Accin de la qumica deshidratante .142.2 Accin del campo elctrico . 16

3. Aspectos prcticos y tecnolgicos .. 193.1 Aplicacin del mapa de formulacin .. 193.2 Pruebas de botella 203.3 Medicin de estabilidad .. 223.4 Cintica de adsorcin de surfactantes . 233.5 Sinergismo entre surfactantes y aditivos qumicos . 24

4. Equipos usados en la deshidratacin de crudos ... 254.1 Separadores gas-lquido ..264.2 Separadores gravitacionales .264.3 Calentadores .28

4.4 Coalescedores electrostticos ...305. Desalacin del petrleo .... 32

Bibliografa . 35


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1. DESHIDRATACIN DE CRUDOS

La deshidratacin de crudos es el proceso mediante el cual se separa el agua asociada con el

crudo, ya sea en forma emulsionada o libre, hasta lograr reducir su contenido a un porcentajepreviamente 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 separafcilmente del crudo por accin de la gravedad, tan pronto como la velocidad de los fluidos essuficientemente baja. La otra parte del agua est ntimamente combinada con el crudo enforma de una emulsin de gotas de agua dispersadas en el aceite, la cual se llama emulsinagua/aceite (W/O), como se muestra en la figura 1.

Figura 1. Microfotografa de una emulsin agua en petrleo crudo.

1.1 Dnde y cmo se producen las emulsiones agua en petrleo?

El agua y el aceite son esencialmente inmiscibles, por lo tanto, estos dos lquidos coexistencomo dos lquidos distintos. La frase aceite y agua no se mezclan expresa la mutuainsolubilidad de muchos hidrocarburos lquidos con el agua. Las solubilidades dehidrocarburos 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 ejemploalquenos y aromticos) incrementan la solubilidad del agua. El agua est lejos de ser solubleen hidrocarburos saturados (por ejemplo: parafinas o alcanos) y su solubilidad disminuye conel incremento del peso molecular de los hidrocarburos.

Durante las operaciones de extraccin del petrleo, la mezcla bifsica de petrleo crudo yagua de formacin se desplazan en el medio poroso a una velocidad del orden de 1 pie/da, loque es insuficiente para que se forme una emulsin. Sin embargo, al pasar por todo el


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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 sedisperse en el petrleo en forma de emulsin W/O estabilizada por las especies de actividadinterfacial 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 escausada principalmente en dos lugares: En el punto donde el gas lift es introducido y en lacabeza del pozo. Cuando se utiliza un proceso intermitente, la emulsin generalmente escreada en la cabeza del pozo o en el equipo en superficie. Para el proceso continuo, la mayorparte 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 llamadasemulsiones directas, mientras que las emulsiones de aceite en agua (O/W) son llamadasemulsiones inversas. Esta clasificacin simple no siempre es adecuada, ya que emulsionesmltiples o complejas (o/W/O w/O/W) pueden tambin ocurrir. Adems, esta clasificacines muy particular de la industria petrolera, ya que en general las emulsiones O/W sondenominadas emulsiones normales y las W/O son las inversas.

En las emulsiones directas, la fase acuosa dispersa se refiere generalmente como agua ysedimento (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 slidosprecipitados 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 emulsinsuave o dispersin es inestable y fcil de romper. En otras palabras, cuando un gran nmero degotas de agua de gran dimetro estn presentes, ellas a menudo se separan fcilmente por lafuerza 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 % envolumen. En los crudos medianos y livianos (>20 API) las emulsiones contienen tpicamentede 5 a 20 % volumen de agua, mientras que en los crudos pesados y extrapesados (


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1.2 Cules son los agentes emulsionantes?

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la siguiente manera:

- Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo cidosorgnicos y bases, cidos naftnicos, cidos carboxlicos, compuestos de azufre, fenoles,cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular.

- Slidos finamente divididos, tales como arena, arcilla, finos de formacin, esquistos, lodosde perforacin, fluidos para estimulacin, incrustaciones minerales, productos de la corrosin(por ejemplo sulfuro de hierro, xidos), parafinas, asfaltenos precipitados. Los fluidos paraestimulacin de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables.

- Qumicos de produccin aadidos tales como inhibidores de corrosin, biocidas,limpiadores, surfactantes y agentes humectantes.

Los surfactantes naturales se definen como macromolculas con actividad interfacialque tienen un alto contenido de aromticos y por lo tanto relativamente planas con al menos

un grupo polar y colas lipoflicas, con actividad interfacial. Estas molculas pueden apilarse enforma de micelas. Se forman de las fracciones cidas de asfaltenos, resinas, cidos naftnicosy materiales porfirnicos.

Estos surfactantes pueden adsorberse a la interfase de la gota de agua y formar unapelcula rgida que resulta en una alta estabilidad de la emulsin W/O formada, lo cual ocurreen menos de tres das. Es por eso, que la emulsin debe tratarse lo ms pronto posible condiferentes agentes tales como: qumica deshidratante, calor, sedimentacin por centrifugacino electrocoalescencia.

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 aumenta la tensin interfacial.b) Forman una barrera viscosa que inhibe la coalescencia de las gotas. Este tipo de pelcula hasido comparada con una envoltura plstica.c) Si el surfactante o partcula adsorbida en la interfase es polar, su carga elctrica provoca quese repelan unas gotas con otras.

Un segundo mecanismo de estabilizacin ocurre cuando los emulsionantes son partculasslidas muy finas. Para ser agentes emulsionantes, las partculas slidas deben ser mspequeas que las gotas suspendidas y deben ser mojadas por el aceite y el agua. Luego estasfinas 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 tipode emulsionante son el sulfuro de hierro y la arcilla. En la figura 2 se muestra la adsorcin dediferentes partculas emulsionantes en una gota de agua.


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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 aumentarla estabilidad de la emulsin. Se ha encontrado recientemente que los sistemas de tensinultra-baja producen emulsiones inestables. Estudios de tensin interfacial dinmica entrecrudo y agua muestran que la tensin disminuye con el tiempo y que se requieren varias horasde contacto para obtener un valor estable.

A partir de las mediciones de tensin interfacial (IFT) se puede concluir que es la fraccin

de la resina que tiene la ms alta afinidad por la interfase. Las resinas pueden reducir el IFT alos valores cerca de 15 mN/m. Mientras que los asfaltenos la reducen en 25 mN/m como valorlmite. El valor para el petrleo crudo es del orden de 30 mN/m, lo cual revela que hay otroscomponentes 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 elcoeficiente de difusin y la frecuencia de colisin de las gotas, por lo que se incrementa laestabilidad de la emulsin. Una alta concentracin de las gotas tambin incrementa laviscosidad aparente de la fase continua y estabiliza la emulsin. Este efecto puede serminimizado calentando la emulsin.

c) Tamao de la gota. Gotas muy pequeas menores de 10 m generalmente producenemulsiones ms estables. Una amplia distribucin de tamaos de partculas resulta en generalen una emulsin menos estable.

d) Relacin de volumen de fases. Incrementando el volumen de la fase dispersa seincrementa el nmero de gotas y/o tamao de gota y el rea interfacial. La distancia deseparacin se reduce y esto aumenta la probabilidad de colisin de las gotas. Todos estosfactores reducen la estabilidad de la emulsin.

e) Temperatura. Usualmente, la temperatura tiene un efecto muy fuerte en la estabilidad de laemulsin. Incrementando la temperatura se reduce la adsorcin de surfactantes naturales y

Agregado Resina-Asfalteno parcialmente

solvatadoMicela Resina-

Asfalteno

Cera

Calcita

Cera

Cera

Cuarzo

Cera

Calcita

CalcitaRipio

Arenas

zinc

Sal

CRUDO

CRUDO

AGUA

Agregado Resina-Asfalteno parcialmente

solvatadoMicela Resina-

Asfalteno

Cera

Calcita

Cera

Cera

Cuarzo

Cera

Calcita

CalcitaRipio

Arenas

zinc

Sal

CRUDO

CRUDO

AGUA

Figura 2. Representacingrfica de la estabili-zacin de una gota deagua por agentesemulsionantes presentesen el petrleo crudo.


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disminuye la viscosidad de la fase externa, la rigidez de la pelcula interfacial y la tensinsuperficial. Todos estos cambios reducen la estabilidad de la emulsin. En presencia desurfactantes aninicos, un aumento de temperatura aumenta la afinidad de estos por la faseacuosa, mientras que lo inverso ocurre con surfactantes no-inicos.

f) pH. La adicin de cidos o bases inorgnicos cambia radicalmente la formacin de pelculasde asfaltenos y resinas que estabilizan las emulsiones agua-aceite. Ajustando el pH se puedeminimizar la rigidez de la pelcula que estabiliza la emulsin y aumentar la tensin superficial.La estabilizacin de la tensin interfacial depende del pH de la fase acuosa, por lo cual laadsorcin en la interfase presenta una histresis que indica que las diferentes molculasemulsionantes (surfactantes naturales que contienen grupos cidos y bases) poseen cinticasde equilibracin muy diferentes.

g) Envejecimiento de la interfase. A medida que la interfase envejece la adsorcin de lossurfactantes 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 alrededorde la gota llega a ser ms gruesa, ms fuerte y ms dura. Adems, la cantidad de agentesemulsionantes 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 laformacin de emulsiones estables. Agua fresca o salmuera con baja concentracin de salfavorecen la estabilidad de las emulsiones. Por el contrario, altas concentraciones de saltienden a reducirla.

i) Tipo de aceite. Los crudos con aceite de base parafnica usualmente no forman emulsionesestables, 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. Enotras palabras, el tipo de crudo determina la cantidad y tipo de emulsionantes naturales.

j) Diferencia de densidad. 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 ladiferencia de densidad por incremento de la temperatura se logra aumentar la velocidad desedimentacin de las gotas y por ende, se acelera la coalescencia.

k) Presencia de cationes. Los cationes divalentes como calcio y magnesio tienen tendencia aproducir una compactacin de las pelculas adsorbidas, probablemente por efecto de pantallaelectrosttica de un lado, y por otro, la precipitacin de sales insolubles en la interfase.

l) Propiedades reolgicas interfaciales. Generalmente, cuando una interfase con molculasde surfactantes adsorbidas se estira o dilata se generan gradientes de tensin. Los gradientesde tensin se oponen al estiramiento e intentan restaurar la uniformidad de la tensininterfacial. Como consecuencia, la interfase presenta una cierta elasticidad. ste es el efectollamado Gibbs-Marangoni. En la figura 3 se muestran los factores fsico-qumicosrelacionados con las interacciones entre dos gotas de fase dispersa.

Para una interfase Newtoniana las propiedades reolgicas que determinan el movimientointerfacial son la viscosidad de cillazamiento interfacial s, la viscosidad dilatacionalinterfacial d y el gradiente de tensin interfacial. s describe la resistencia de la interfase acambiar de forma en un elemento diferencial de la interfase, el rea se mantiene constante y semide la resistencia de la pelcula.


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La viscosidad d, al igual que la elasticidad interfacial dilatacional d, se mide slo por ladilatacin-compresin de la pelcula sin aplicar cillazamiento. Estas propiedades describen laresistencia de la superficie a los cambios en el rea interfacial. En la figura 4 se muestraesquemticamente las fuerzas de cizalla y dilatacional sobre la interfase, las cuales

determinan la viscosidad de cizallamiento y la dilatacional, respectivamente.

Figura 4. Esquema de las fuerzas de corte y dilatacional relacionadas con

las mediciones de las viscosidades correspondientes en una interfase agua-aceite.

Se define el mdulo dilatacional interfacial como el aumento en la tensin interfacialpara una unidad de rea superficial (Lucassen-Reynders 1993), por lo tanto, es una medida dela resistencia para la creacin de gradientes de tensin interfacial, y la tasa a la cual talesgradientes desaparecen despus de la deformacin.

Agua

Reologa enla fase aceite Fuerzas lamelar-estructural

Fuerzas hidrodinmicasFuerzas termodinmicas

Pelculainterfacial

Pelcula: composicin,estructura, rigdez, mobilidad,

compresibilidad, porosidad

Reologainterfacial

Viscosidad de cizallamiento Viscosidad dilatacional

Viscosidad de la pelcula interfacial

Figura 3. Esquema de losfactores fsico-qumicos rela-cionados con las interaccionesentre dos gotas de fase dispersa

de una emulsin W/O.


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El mdulo a una frecuencia particular es caracterizado por el valor absoluto || y por elngulo de fase que describen la variacin entre la tensin interfacial dinmica en funcin delcambio del rea interfacial.

)exp(ln

iAd

d

= (1)

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

dd i += (2)

siendo d la elasticidad dilatacional (mN/m) y , d es la viscosidad dilatacional (mN/m.s)calculada por:

cos=d (3)

send = (4)

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

1.4. Cmo prevenir la formacin de la emulsin agua en petrleo?

Las emulsiones se forman en el aparataje de produccin del pozo y en las instalaciones desuperficie 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 surfactantea fondo de pozo para prevenir la formacin de la emulsin. Las recomendaciones anteriores nosiempre son posibles lograrlas, por lo que en muchos casos es necesario prepararse para elrompimiento de la emulsin inevitablemente formada.

La mejor forma de deshidratar es evitar que se produzca la emulsin o por lo menosreducir al mximo las condiciones que favorezcan la emulsionacin, a saber la produccinconjunta de varios fluidos y la agitacin (Salager 1987 a).

En pozos fluyentes, una agitacin considerable es generalmente causada por el gasdisuelto saliendo de la solucin (el gas se desorbe) conforme decrece la presin. Este gastambin causa turbulencia cuando fluye junto con la mezcla difsica agua-aceite a travs deaccesorios y restricciones en la tubera de produccin; pasa por supuesto lo mismo cuando seutiliza el levantamiento con gas. Esta turbulencia puede ser reducida, pero no eliminada,instalando un estrangulador de fondo. Este estrangulador reduce la estabilidad de la emulsinpor las siguientes causas:

a) Hay menos presin diferencial.

b) La temperatura de fondo de pozo es considerablemente ms alta que la temperatura en lasuperficie.


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c) Hay flujo laminar para una gran distancia corriente abajo del estrangulador de fondo y porlo tanto, menos turbulencia.

Actualmente, el 90 % de las tcnicas utilizadas para la extraccin de petrleo crudogeneran o agravan los problemas de emulsionacin. Los qumicos usados en las fracturas de la

formacin, estimulaciones de pozos, inhibicin de corrosin, etc., frecuentemente causanproblemas 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 depozo antes que se produzca la emulsin porque as la emulsin formada ser menos estable (eltamao de gotas aumenta y se favorece la coalescencia).

1.5 Cul es el mecanismo de ruptura de la emulsin agua en 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. Acercamiento macroscpico de las gotas

Cuando las gotas de fase dispersa son ms o menos grandes se aproximan por sedimentacingravitacional, gobernadas por las leyes de Stokes (basada en la suposicin de gotas esfricasrgidas, ecuacin 5) o de Hadamard (movimiento convectivo interno en las gotas y efecto dela viscosidad de la fase interna, ecuacin 6), pero s son menores de 5 m est presente elmovimiento Browniano.

( ) 22

21 .9

2rf

grV S

e

s =

=

(5)

+

+

=

i

e

i

e

sH VV

321

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).i = viscosidad de la fase interna (cp).fs = factor de Stokes (1/cm.s)


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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. Estoindica que el problema de sedimentacin puede volverse muy severo para crudos pesados oextrapesados (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 presenta mayor

influencia, producto de la gran sensibilidad de este parmetro ante variaciones en latemperatura. En la figura 5 se muestra la variacin de la velocidad de asentamiento con latemperatura en trminos del factor de Stokes (fs = Vs/r

2) para crudos de distintas gravedadesAPI. Como puede verse, el efecto de la variacin en la temperatura y la gravedad API en elfactor de Stokes es drstico para crudos muy viscosos, lo que da lugar a diferencias de variosrdenes de magnitud en la velocidad de sedimentacin cuando se considera una pequeavariacin en la gravedad API o se incrementa la temperatura.

Figura 5. Variacin del factor de Stokes con la temperatura y la gravedad API.

Etapa 2. Drenaje de la pelcula

Al final de la etapa anterior, las gotas se deforman y se genera una pelcula intergota, dandoinicio as a la segunda etapa del proceso llamada drenaje de la pelcula, donde estninvolucrados fenmenos interfaciales relacionados con la presencia de surfactantes adsorbidos.


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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 lasmismas, 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 otradebido a las fuerzas gravitacionales, conveccin trmica o agitacin, se crea un flujo delquido entre ambas interfases y el espesor de la pelcula disminuye.

El flujo de lquido de la pelcula trae consigo molculas de surfactantes naturalesadsorbidas 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 tensininterfacial (gradiente de tensin) que genera una fuerza opuesta al flujo de lquido fuera de lapelcula, figura 6 (a), (b).

El esfuerzo de corte asociado con el drenaje tiende a concentrar la mayor parte de lasmolculas de surfactante natural fuera de la pelcula y a disminuir su concentracin en elinterior de la pelcula. Las molculas de desemulsionantes son adsorbidas en los espaciosdejados 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 losdesemulsionantes en la interfase crudo/agua es ms rpida que la de los surfactantes naturalesdel crudo. Cuando la pelcula llega a ser muy delgada y debido a la proximidad de la fasedispersa, las fuerzas de atraccin de Van der Waals dominan y ocurre la coalescencia.

Toda vez que ocurre el acercamiento de las gotas se pueden presentar varios tipos deinteracciones entre ellas que retrasen o aceleren el drenaje de la pelcula. Por ejemplo, cuando

Figura 6 (a) Efecto deldrenaje de la pelculasobre la concentracin desurfactantes naturales.(b) Efecto de la concen-tracin superficial sobre lavariacin en la tensininterfacial en el interior dela pelcula drenada.

/r

/r negativo

negativo

Reduccindel drenaje

aceite

Gota de aguaaceite

Reduccindel drenaje

(a)

(b)

rr

Concentracin de surfactantesnaturales

fuerza fuerza

/r

/r negativo

negativo

Reduccindel drenaje

aceite

Gota de aguaaceite

Reduccindel drenaje

(a)

(b)

rr

Concentracin de surfactantesnaturales

fuerza fuerza


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las gotas poseen en la interfase una carga elctrica, su acercamiento est inhibido por unarepulsin de tipo elctrico.

El acercamiento tambin pueden ser demorado por fenmenos electrocinticos como elefecto electroviscoso denominado potencial de flujo (fuerza opuesta al drenaje de la

pelcula) y/o un aumento de la viscosidad interfacial (formacin de una pelcula interfacialrgida 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 logramediante la formulacin fisicoqumica (Salager 1987 b).

Etapa 3. Coalescencia

La coalescencia se define como un fenmeno irreversible en el cual las gotas pierden suidentidad, el rea interfacial se reduce y tambin la energa libre del sistema (condicin deinestabilidad). Sin embargo, este fenmeno se produce slo cuando se vencen las barrerasenergticas asociadas con las capas de emulsionante adsorbido y la pelcula de fase continuaentre las dos gotas. Esta etapa puede considerarse como instantnea respecto a las dosprimeras 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 yaumenta la diferencia de densidad entre los fluidos; un aumento de la cantidad de faseinterna (reduce el recorrido promedio de cada gota antes del contacto con otra).

Tambin es posible usar fuerzas diferentes a la gravedad natural para aumentar lavelocidad 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 fuerzaselectrostticas (Cottrell y Speed 1911).

Figura 7 (a) Ilustracin

esquemtica de la adsorcindel surfactante deshidratanteen la superficie libre de lapelcula (b) Efecto de laconcentracin superficial delsurfactante natural y lasmolculas de deshidratantesobre la variacin de latensin interfacial en elinterior de la pelculadrenada.

/r

/r positivo

positivo

Aumentodel drenaje

aceiteGota de aguaaceite

Aumentodel drenaje

(a)

(b)

r

Surfactante + deshidratante

fuerza fuerza

r

/r

/r positivo

positivo

Aumentodel drenaje

aceiteGota de aguaaceite

Aumentodel drenaje

(a)

(b)

r

Surfactante + deshidratante

fuerza fuerza

r


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2. METODOS DE TRATAMIENTO PARA LA DESHIDRATACIN

Dependiendo del tipo de aceite y de la disponibilidad de recursos se combinan cualquiera delos 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 unomecnico 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 fondodel pozo. Esto permite ms tiempo de contacto y puede prevenir la formacin de emulsincorriente abajo. La inyeccin de desemulsionante antes de una bomba, asegura un adecuadocontacto con el crudo y minimiza la formacin de emulsin por la accin de la bomba.

El tratamiento por calentamiento consiste en el calentamiento del crudo mediante equiposde 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 separacingravitacional. Entre ellos se encuentran los tanques de sedimentacin llamados comnmentetanques de lavado.

Para el tratamiento elctrico se utilizan equipos denominados deshidratadoreselectrostticos, y consiste en aplicar un campo elctrico para acelerar el proceso deacercamiento 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 (8-24horas), requieren desemulsionantes de accin lenta. Por otro lado, los tratadores-calentadores y

las unidades electrostticas con corto tiempo de retencin (15-60 minutos) requierendesemulsionantes 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 Accin de la qumica deshidratante

Diferentes estudios (Salager 1987a) han demostrado que el mecanismo fsico-qumico deaccin de los agentes deshidratantes o desemulsionantes est asociado a la formulacin ptimadel sistema (SAD = 0, siendo SAD la Diferencia de Afinidad del Surfactante).

La formulacin ptima se define bsicamente como un estado de equilibrio entre lasafinidades del surfactante para la fase acuosa y para la fase olica. Se han determinadocuantitativamente los efectos de las diferentes variables de formulacin (salinidad, ACN,EON, WOR, temperatura, entre otras) sobre el equilibrio hidroflico/lipoflico entre elsurfactante 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 unbarrido unidimensional de cualquier variable de formulacin, el sistema presenta una tensininterfacial mnima o ultra-baja, acompaada en general de la aparicin de un sistema trifsico


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en el cual la mayor parte del surfactante est en la fase media. Para el caso de emulsiones aguaen crudo es poco corriente poder observar tal sistema trifsico y la inestabilidad se detecta porel 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 un surfactantehidroflico de peso molecular promedio o bajo (modelo agente deshidratante) de manera que elparmetro caracterstico de la mezcla produzca una emulsin inestable (Salager 1987 b). Laformulacin ptima es independiente de la concentracin de surfactante y de la cantidad de lafase media, el surfactante es atrapado en una microemulsin (Antn y Salager 1986).

Por lo general, los desemulsionantes comerciales son mezclas de varios componentes quetienen estructuras qumicas diferentes y materiales polimricos, as como una ampliadistribucin 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, aminasoxialquiladas y poliesteramianas y sus mezclas. En la tabla 1 se presentan algunos de losproductos surfactantes utilizados como agentes deshidratantes para romper emulsiones W/O.

Estos surfactantes tienen tres efectos fundamentales una vez adsorbidos en la interfaseagua-aceite: uno es la inhibicin de la formacin de una pelcula rgida, otro el debilitamientode la pelcula volvindola compresible y el ms importante, el cambio en la formulacin delsistema para alcanzar la condicin de SAD = 0.

Tabla 1. Historia del uso de deshidratantes.Perodo Dosificacin (ppm) Tipo de qumica

1920 1.000Jabones, sales de cidos naftnicos,aromticos y alquilaromticos, sulfonatos,aceite de castor sulfatado

1930 1.000 Sulfonatos de petrleo, esteres de cidossulfosuccnicos, di-epxicos

Desde 1935 100 500 cidos grasos etoxilados, alcoholes grasos yalquilfenoles

Desde 1950 100Copolmeros bloques de xido deetileno/xido de propileno EO/PO, resinas p-alquilfenol formaldehdas + EO/PO ymodificaciones

Desde 1965 30 50 Aminas oxialquiladas, poliaminasDesde 1976 10 30 Oxialquilados, resinas p-alquilfenolformaldehidas cclicas y modificacionescomplejas

Desde 1986 5 - 20 Poliesteraminas y sus mezclasFuente: Staiss F., R. Bohm and R. Kupfer, 1991. Improved Demulsifier Chemistry: A novel approachin the Dehydration of crude oil. SPE Production Engineering, Vol. 6, N 3, pp. 334-338.


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2.2 Accin del campo elctrico

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

221

4

.

x

qqF

o

= (7)

donde q es la carga de la gota, x es la distancia entre los centros de las gotas y o lapermitividad de la fase continua. La direccin del movimiento depende de la polaridad de lacarga y del campo elctrico. Para una gota cargada por contacto directo con un electrodo, lafuerza resultante se reescribe:

222

46

ErF ooil

= (8)

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 seinicie 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

623x

dEF ooil= (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 gotas gradualmente perdernsu 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 posicinmedia 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 transferenciade carga convectiva desde un electrodo por la fase orgnica (Burris 1977).

En investigaciones realizadas se ha podido estudiar el fenmeno que hace que los voltajesD.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 fluyendoverticalmente con una sola gota de agua presente. A medida que la gota entra en el altogradiente D.C. entre los electrodos, ste le induce una carga a la superficie de la gota, que esigual a la del electrodo ms cercano, por lo que inmediatamente ambos se repelen y la gota esatrada hacia el electrodo de carga contraria.

Cuando la gota se acerca al electrodo de carga contraria, la carga superficial de la gota sealtera 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 unamigracin ordenada entre los electrodos. Los altos potenciales D.C. retienen a las gotas deagua hasta sean suficientemente grandes como para sedimentar.


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- ElectrodoElectrodo +

Cam o D.C

Considerando lo anteriormente expuesto para un sistema de una emulsin W/O con milesde 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 fenmenotambin 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 deuna emulsin agua en crudo aplicando un campo elctrico D.C. de 1.000 Voltios/cm y unadosificacin de 100 ppm de qumica deshidratante (resina fenol formaldehdo), figura 9. Seobserva que inicialmente la corriente aumenta de manera considerable, luego alcanza un

mximo y despus disminuye hasta valores cercanos a cero.

Figura 8. Movimiento de una gotade agua entre dos electrodos depolaridad dual.

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

100 ppm Lipesa1001R, 100 ppm NaCl

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000

Tiempo (seg)

Voltaje

Corriente

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

Figura 9. Perfil Intensidad decorriente-Voltaje en funcin deltiempo durante la deshidratacinElectrosttica de una emulsinagua en petrleo crudo.


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

a) Un perodo inicial durante el cual ocurre el alineamiento de las gotas en cadena comosi fuera un rosario;

b) Un perodo en el cual las cadenas de gotas de gran longitud forman un puente entre loselectrodos, ocasionando un incremento en la conductividad de la emulsin;c) Un punto en el cual la conduccin de corriente alcanza un mximo; yd) Una regin caracterizada por una conductividad altamente errtica, eventualmente

disminuye a cero, como consecuencia de la disminucin del nivel de agua en laemulsin debido al progreso de coalescencia de las gotas.

Taylor (1988) sugiri lo siguiente: el proceso inicial es capacitivo, resultando quizs de laconduccin 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 duracinde est zona se ve afectada por el voltaje aplicado y la presencia de aditivos qumicos; a mayorvoltaje o mayor concentracin de qumica, ms rpida es la deshidratacin. En la figura 10 seilustra esquemticamente el proceso de electrocoalescencia.

Figura 10. Esquema del proceso de electrocoalescencia.

0 kV/cm

La longitud de las cadenas se hacemayor, formando puentes entre los

electrodos

Las gotas coalescen y el agua formapuente con los electrodos, campo

elctrico crtico y conductividad mxima

V I

V I

V I


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3. ASPECTOS PRCTICOS Y TECNOLGICOS

3.1 Aplicacin del mapa de formulacin a la deshidratacin de crudos

En la historia de un pozo ocurre en general un aumento paulatino del porcentaje de aguaproducida. Uno de los problemas ms severos es el aumento de viscosidad de las emulsionesW/O con el contenido de agua, el cual provoca problemas de bombeo y de reduccin de laproduccin.

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. Atal efecto se usan sistemas modelos compuestos por un ternario surfactante-aceite-salmuera.Tales sistemas poseen dos variables independientes de composicin, las cuales se expresan engeneral, como la concentracin de surfactante y la relacin agua-aceite WOR (Salager 1987a).

La concentracin del surfactante tiene una influencia general bien definida (Anderz1984). Debajo de una cierta concentracin crtica no hay suficiente surfactante en el sistemapara estabilizar una emulsin. Al contrario, el WOR tiene un efecto ms difcil de entender, yaque ste se combina con el de la formulacin. Se sabe (Becher 1977; Lissant 1974) que unaumento del contenido de agua de una emulsin W/O (formulacin SAD > 0) termina siemprepor 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) esextremadamente til para explicar el papel de la qumica deshidratante cuando se aade a lamezcla 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+ A+ (SAD > 0) por efecto de los surfactantes naturales, basta aadir un surfactante hidroflicodisuelto 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. Entales condiciones, se obtendr una emulsin W/O inestable.

Si al mismo sistema se aade un surfactante hidroflico disuelto en una cantidad notablede agua, de forma que el SAD resultante sea cero en la frontera A+/A- levemente negativo enA-, 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 puedeser interesante para ciertos tipos de aplicaciones, como es el caso de transporte de crudospesados (Grosso et al., 1984) la produccin de emulsiones combustibles.

En la mayora de los casos el problema es diferente y consiste en aadir la qumicadeshidratante a una emulsin ya estabilizada por surfactantes naturales. En lo que concierne ala deshidratacin, el cambio de B+ (SAD > 0) al lmite de B+/B- (SAD = 0) a B- (SAD < 0cerca de cero), y el cambio de B+ A+ al lmite A+/A- (SAD = 0) a A- (SAD < 0) producenesencialmente los mismos efectos que para un sistema pre-equilibrado.

Con el objeto de que la analoga se aplique a sistemas crudo/agua es necesario que secumpla la regla de mezcla entre los surfactantes naturales y la qumica deshidratante y, por


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otra parte, que el agente deshidratante pueda migrar rpidamente a la interfase paracombinarse con los surfactantes naturales. Este ltimo requisito implica que el agentedeshidratante se incorpore al sistema en un vehculo solvente miscible con la fase externa de laemulsin que se ha de romper (Salager 1987 a).

3.2 Pruebas de botella

Los desemulsionantes deben ser dosificados en forma continua en la relacin determinada porpruebas de botella y/o pruebas de campo. Los rangos de dosificacin pueden variar de 10 a

1.000 ppm, aunque generalmente con un buen deshidratante se utilizan 10 a 100 ppm.Generalmente los crudos pesados requieren mayor dosificacin que los crudos ligeros. Elexceso de dosificacin de desemulsificante incrementa los costos de tratamiento, puedeestabilizar aun ms la emulsin directa W/O producir emulsiones inversas O/W.

Debido a que los agentes desemulsionantes son tan numerosos y complejos para permitirsu completa identificacin, seleccionar el desemulsionante ms adecuado es un arte. Laseleccin est basada en pruebas empricas de laboratorio conocidas como Pruebas debotella, las cuales se han estandarizado como tcnica de seleccin de estos productos en loslaboratorios de la industria petrolera.

Las pruebas de botella ayudan a determinar cual qumica puede ser ms efectiva para

romper la emulsin de campo. Los resultados de esta prueba indican la menor cantidad dequmica necesaria para separar la mayor cantidad de agua de la emulsin W/O. Para el xitode esta prueba se requiere seleccionar una muestra representativa de la corriente de produccinde la emulsin, la cual debe reunir las siguientes caractersticas (University of Texas, 1990):

1. Ser representativa de la emulsin a ser tratada.2. Contener cantidades representativas de los qumicos presentes en el sistema, tales comoinhibidores de corrosin y parafinas.

Figura 11. Utilizacin del mapade formulacin-WOR para eltratamiento de emulsiones decampo tipo W/O:(1) Deshidratacin,(2) Desalacin,(3) Produccin de emulsiones

O/W estables.

C+

B-

INESTABLEINESTABLE

INESTABLEINESTABLE

B+ A+

W/O ESTABLE

(1)

(2)

(3)

A-C-

O/W ESTABLE

0,1 101 WOR

0

SAD

C+C+

B-B-

INESTABLEINESTABLE

INESTABLEINESTABLE

B+ A+

W/O ESTABLE

(1)

(2)

(3)

A-C-

O/W ESTABLE

0,1 101 WOR

0

SAD


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3. Debe ser fresca para evitar la estabilizacin por envejecimiento de la emulsin.4. Simular las mismas condiciones de agitacin y calentamiento tanto como sea posible.

En la figura 12 se esquematiza el procedimiento para la aplicacin de la prueba de botella,el cual consiste bsicamente en preparar una serie de botellas graduadas y aadir 100 ml de la

emulsin agua en crudo fresca o preparada en laboratorio, se dosifican diferentesconcentraciones del producto deshidratante a cada botella dejando una botella sindeshidratante (botella patrn), se homogeniza la mezcla y se colocan las botellas en un baotermosttico a la temperatura deseada. Cada 30 min se lee el volumen de agua coalescida y seobserva la calidad de la interfase, del agua separada y de las paredes del tubo. Con esta data seconstruye la grfica de Porcentaje de agua separada en funcin del tiempo, as como la grficade estabilidad, que permite conocer el tiempo necesario para separar 2/3 del volumen defase acuosa. Tales grficas permiten determinar la eficiencia del deshidratante.

En la figura 13 se muestra el papel del deshidratante en una grfica de estabilidad-formulacin, siendo la variable de formulacin el SAD (Diferencia de Afinidad delSurfactante). La situacin inicial es una emulsin W/O estabilizada por surfactantes naturalesy partculas autctonas del crudo. La qumica deshidratante es una mezcla de surfactantes decarcter hidroflico que se solubiliza en un solvente hidrocarbonado de tipo aromtico paraviajar por difusin y conveccin por la fase externa de la emulsin, es decir, el petrleo crudo,y adsorberse en la interfase de la gota de agua. Este deshidratante combina sus efectos con losdel surfactante natural, obtenindose una mezcla eficaz que hace la emulsin inestable.

Aadexppmdedeshidratante

Homogeneiza

Vertirenbotella

Espera algntiempo

Midela separacinde agua

Aadexppmdedeshidratante

Homogeneiza

Vertirenbotella

Espera algntiempo

Midela separacinde agua

Figura 12. Procedimiento para

la realizacin de la prueba debotella.

emulsininestable

- SAD = 0 +corresponde a

surfactantedeshidratante

mezclaeficaz surfactante

natural

emulsininestable



mezclaeficaz

emulsininestable



mezclaeficaz surfactante

natural

Figura 13. Accin deldeshidratante dosificado en las

pruebas de botella en un mapade estabilidad-formulacin


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3.3 Medicin de la estabilidadLa nica medida realmente absoluta de la estabilidad de una emulsin es la variacin delnmero de gotas en funcin del tiempo. Tal informacin no se puede obtenerexperimentalmente sino mediante la variacin de la distribucin del tamao de gota en el

tiempo. Desde el punto de vista experimental, tal medicin implica bien sea que se tome unamuestra o que se diluya el sistema completo con un gran exceso de fase externa. El resultadodel primer mtodo depende considerablemente de la posicin del muestreo y el segundo puedeemplearse solo una vez porque altera el estado del sistema.

Por lo tanto, la estabilidad de una emulsin se relaciona en general con el volumen de lasfases separadas. Despus de algn tiempo, el sistema se separa tpicamente en tres zonas: unazona central que contiene una nata o emulsin de alto contenido de fase interna y dos fasesseparadas: la interna (coalescida) y la externa (clarificada). Se ha demostrado recientementeque estos criterios dan resultados satisfactorios cuando se les da una buena interpretacin(Salager 1999).

La figura 14 indica la fraccin de volumen coalescido en funcin del tiempo. Esta curvaposee una forma sigmoide, la cual es caracterstica de un proceso con varias etapas. Duranteun cierto perodo inicial no se separa ningn tipo de volumen, este periodo de iniciacincorresponde a la sedimentacin de gotas y al drenaje de la fase externa hasta alcanzar unaemulsin compactada en la cual las gotas no se tocan.

En realidad, las gotas estn separadas por una pelcula delgada de fase externa, en la cualla interaccin entre las interfases empieza a jugar un papel importante y puede producir unefecto notable de retraso en el proceso de coalescencia.

Cuando las pelculas intergotas llegan a alcanzar un espesor del orden de 200 sonsusceptibles de romperse, provocando as la coalescencia de las gotas y la formacin de unvolumen de fase separado. Esta etapa corresponde a la parte ascendiente de la curva, cuyaforma sigmoide puede interpretarse como la funcin acumulativa de una distribucin normal olog-normal, lo que no es de extraar por el carcter aleatorio del proceso de ruptura.

Con el fin de cuantificar la estabilidad con valor numrico, se ha propuesto usar el tiemporequerido para que coalesca la mitad (u otra fraccin) del volumen de fase interna, porejemplo, el tiempo en el cual Vc/V = 1/2 2/3, siendo Vc el volumen coalescido y V elvolumen total o fijado usado como referencia, como se muestra en la figura 15.

Figura 14. Fraccin devolumen coalescido o

clarificado en funcindel tiempo.Vc

/V

1

0

Aceite

Coalescido

Emulsin

10 100 1000 10000 Tiempo

Vc

Vc

/V

Vc

/V

1

0

Aceite

Coalescido

Emulsin

10 100 1000 10000 Tiempo

VcVc


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3.4 Cintica de adsorcin de los surfactantes deshidratantes

La adsorcin de un surfactante en una superficie gas-lquido o una interfase lquido-lquidoproduce una reduccin de la tensin interfacial, que favorece tanto la deformacin y la rupturade la interfase, como la formacin de sistemas dispersos (emulsiones o espumas), o lamovilizacin del petrleo residual en la recuperacin mejorada de crudos, entre otrosfenmenos de gran inters industrial.

Midiendo la evolucin de la tensin interfacial en funcin del tiempo para sistemas SOW(surfactante-aceite-agua) se puede obtener importante informacin sobre la cintica deadsorcin del surfactante deshidratante y su influencia en la estabilidad de la emulsin.

Los efectos cinticos ms importantes en la ruptura de emulsiones son:

1. El producto ms eficaz para una formulacin en SAD = 0 parece ser aqul que seadsorbe ms rpido en la interfase para bajar la tensin interfacial (Breen 1995;Goldszal y Bourrel, 2000).

2. La transferencia de masa del deshidratante hidroflico desde el aceite hacia la interfasedepende de: (a) Su peso molecular y estructura; (b) La fuerza motriz (hidrofilicidad);(c) Calidad de la formulacin (tensin interfacial); (d) Presencia de aditivos aceleradorde transferencia (Fillous et al., 1999; Salager et al., 2002).

La eficiencia de una variedad de surfactantes puede ser comparada en funcin de un nuevoparmetro denominado tiempo caracterstico D (= h2/D, h es la profundidad de adsorcin y Del coeficiente de difusin; h = eq/C siendo eq la concentracin superficial al equilibrio y Cla concentracin en el seno de la fase lquida, Ferri y Stebe 2000): Mientras ms pequeo es elvalor de D ms rpido se alcanza el equilibrio. S el coeficiente de difusin vara dbilmentepara surfactantes de tamao similar, las diferencias en la velocidad de adsorcin pueden seratribuidas a la profundidad de adsorcin; la cual est determinada por las isotermas deadsorcin al equilibrio.

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000600

700

800

900

1000

1100

Estabilidadtc(seg)

para2/3volu

mencoalescido

Concentracin, ppm

Figura 15. Variacin de laestabilidad de la emulsin W/Oen funcin de la concentracindel deshidratante para lacoalescencia de 2/3 delvolumen fi ado V.


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3.5 Sinergismo entre los surfactantes y aditivos qumicos

El estudio de los efectos sinergticos de los aditivos qumicos es de gran importancia en lasoperaciones de produccin en la industria petrolera, lo cual ha recibido recientemente atencindebido al incremento de las restricciones ambientales y de los costos de produccin en los

cuales el uso de aditivos qumicos juega un papel importante.Los aditivos qumicos son utilizados para combatir varios problemas operacionales tales

como corrosin, presencia de espumas y formacin de emulsiones no deseadas. Aunque se haencontrado que la qumica puede ser efectiva cuando se usa sola, no hay garanta que tenga un buen rendimiento cuando estn presentes como parte de un cocktail de aditivos en la produccin de fluidos que entran al separador primario. Poco es conocido acerca de lasinteracciones entre estos aditivos qumicos y sus efectos en la separacin de las fasesgas/aceite/agua.

Yang et al. (1996) investigaron la manera en la cual los aditivos qumicos interactan ysus efectos sobre la estabilidad de emulsiones con miras a desarrollar estrategias para la

reduccin del inventario de qumicos.Ambas mediciones de tensin interfacial y presin superficial han sido suficientemente

aplicadas para identificar las interacciones qumicas y/o los efectos sinergticos entre losaditivos. Tales efectos fueron encontrados entre desemulsionantes, inhibidores de corrosin yagentes antiespumantes. Inhibidores de corrosin solubles tanto en agua como en aceiteincrementan la estabilidad de la emulsin significativamente. En cambio, los anti-espumantestienen poca influencia.

Hay evidencias de efectos sinergticos entre los surfactantes naturales del petrleo crudo.Por ejemplo, fracciones fenlicas puras que se encuentran abundantemente en extractosalcalinos son interfacialmente inactivas, sin embargo, mezclas de fenoles y cidos carboxlicos

exhiben una alta actividad interfacial y en algunos casos las especies apareadas como loscarboxifenoles. Indicaciones cualitativas de las interacciones y efectos sinergticos entrefracciones de asfaltenos y resinas fueron tambin reportadas por Sjblom et al. (1992).

Poco se ha encontrado en literatura acerca de los efectos sinergticos e interaccionesqumicas entre los aditivos de produccin, aunque la importancia de tales efectos sobre laruptura de emulsiones fue mencionado por Urdhal et al. (1993). Trabajos recientes en ellaboratorio FIRP arrojaron evidencias de tales efectos usando mezclas de deshidratantes.


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4. EQUIPOS UTILIZADOS EN LA DESHIDRATACIN DE CRUDOS

Una vez que el crudo es producido a nivel de fondo de pozo, la produccin proveniente de los

diferentes pozos se lleva a un mltiple de produccin, compuesto a su vez por tres submtiplesde acuerdo a la presin de lnea en baja, alta y de prueba, figura 16. Est constituido portuberas de 6 pulgadas de dimetro a travs de las cuales circula la mezcla gas-crudo-agua quepasar posteriormente a los separadores gas-lquido donde se elimina el gas disuelto.

Luego, la emulsin pasa a un separador gravitacional para eliminar el agua libre y el crudono emulsionado. La emulsin restante se lleva al sistema de tratamiento seleccionado para laaplicacin de calor y/o corriente elctrica, y finalmente el crudo separado pasa a un tanque dealmacenamiento. El punto de inyeccin de qumica es a la salida del mltiple de produccin,antes de los separadores, como se muestra en la figura 17.

Figura 17. Representacin esquemtica de una estacin de flujo para deshidratar crudo.

Figura 16. Mltiple deproduccin de unaestacin de flujo.

Mltiple deroduccin

desemulsionante

Separadorgas-lquido

calentador

Tanque delavado

Tanque dealmacenamiento


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4.1 Separadores gas-lquido

Los separadores horizontales o verticales sirven para separar el gas asociado al crudo que proviene desde los pozos de produccin. El procedimiento consiste en que la mezcla defluidos entrante choca con las placas de impacto o bafles desviadores a fin de promover la

separacin gas-lquido mediante la reduccin de velocidad y diferencia de densidad. Elnmero de separadores vara en funcin del volumen de produccin de gas y petrleo en lasestaciones. Se identifican cuatro secciones de separacin:

a) Separacin primaria: Comprende la entrada de la mezcla crudo-agua-gas.b) Separacin secundaria: Est representada por la etapa de separacin mxima de lquido porefecto de gravedad.c) Extraccin de neblina: Consiste en la separacin de las gotas de lquido que an contiene elgas.d) Acumulacin de lquido: Est constituida por la parte inferior del separador que acta comocolector, posee control de nivel mediante un flotador para manejar volmenes de lquidosobtenidos durante la operacin.

Los separadores verticales operan con mayor eficiencia a una baja relacin gas-petrleomenor de 500 pie3/barril, mientras que los separadores horizontales poseen mayor reasuperficial y tienen controladores de espumas. En la figura 18 se muestran un tren de tresseparadores verticales.

4.2 Separadores gravitacionales

El asentamiento gravitacional se lleva a cabo en grandes recipientes llamados tanques,sedimentadores, tanques de lavado, gun barrels y eliminadores de agua libre (EAL FreeWater Knockout FWK). Los eliminadores de agua libre (EAL) son utilizados solamente pararemover grandes cantidades de agua que es producida en la corriente, pero que no estemulsionada y se asienta fcilmente en menos de 5-20 minutos, figura 19. El crudo de salidade un EAL todava contiene desde 1 hasta 30 % de agua emulsionada.

Figura 18. Tren de separacin(separadores de alta presin,de baja y de prueba).


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En el interior de estos recipientes que son de simple construccin y operacin, seencuentran bafles para direccionar el flujo y platos de coalescencia. El agua es removida por lafuerza de gravedad y esta remocin provoca ahorros en el uso de combustible de loscalentadores. Un calentador requiere de 350 Btu para calentar un barril de agua en 1F, pero

solamente requiere 150 Btu para calentar 1 barril de crudo en 1F. El calentamiento de agua,aparte de que es un desperdicio de energa provoca problemas de incrustacin y requiere deluso adicional de tratamiento qumico muy costoso para prevenir la incrustacin.

Los eliminadores de agua libre (EAL), no son lo mejor ya que ellos solo remueven el agualibre. Estn protegidos por nodos de sacrificio y por aditivos para prevenir la corrosin por elefecto del agua de sal.

Figura 19. Separador vertical FKW.

Otro sistema que es importante mencionar son los tanques de lavado o comnmentellamados Gun Barrels. Estos recipientes usualmente operan con media parte de agua(colchn de agua) y la otra parte lo cubre el petrleo. Su funcionamiento consiste en que laemulsin entra al rea de desgasificacin, donde se produce la liberacin del gas remanente atravs del sistema de venteo.

Seguidamente, la fase lquida desciende por el tubo desgasificador y entra a la zona delagua de lavado a travs de un distribuidor, que se encarga de esparcir la emulsin lo msfinamente posible a fin de aumentar el rea de contacto entre el agua de lavado y la emulsin,favoreciendo as la coalescencia de las partculas de agua. La emulsin fluye a travs del aguaen el interior del tanque de lavado siguiendo la trayectoria forzada por bafles internos quepermiten incrementar el tiempo de residencia. El petrleo por ser ms liviano que la emulsinasciende pasando a formar parte de la zona correspondiente al petrleo deshidratado.

Gas Equalizer

Salida de Gas

Entrada deEmulsin

Gas

Crudo

Agua

Salida decrudo

Distribuidor

Salida deagua

Tuberaconductora

Emulsin

Gas Equalizer

Salida de Gas

Entrada deEmulsin

Gas

Crudo

Agua

Salida decrudo

Distribuidor

Salida deagua

Tuberaconductora

Emulsin


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Este proceso de deshidratacin se ve afectado por altas velocidades de flujo, exceso degas, descensos en la temperatura del fluido y recuperacin de emulsiones envejecidas; por lotanto, la eficiencia del mismo depende del control total de estas variables. Tienen un tiempo deresidencia entre 3 a 36 horas. Entre los equipos ms utilizados por la industria petrolera se

mencionan los tanques de lavado de tipo helicoidal, los de tipo rasurado, concntrico o araa.

4.3 Calentadores

Los tratadores-calentadores pueden ser de tipo directo e indirecto en funcin de la forma enque se aplica el calor. En los calentadores de tipo directo el calor es transferido por contactodirecto de la corriente alimentada con la superficie interna del calentador. Aunque este tipo presenta problemas de sedimentos y de corrosin pueden manejar mayores volmenes defluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos. Operaneficientemente en procesos de baja presin y donde los fluidos manejados no son muycorrosivos. Los ms utilizados son los calentadores de fuego directo con cajas de fuego de tipo

vertical, como se muestra en la figura 20.

Figura 20. Componentes bsicos de un calentador de crudo a fuego directo: (1) Cuerpo delcalentador, (2) Caja de fuego, (3) Vlvula de venteo, (4) Termo-vlvula, (5) Elemento sensor de

temperatura; (6) Piloto, (7) Quemador, (8) Vlvula de seguridad, (9) Disco de ruptura oresistencia, (10) Depurador de gas, (11) Chimenea.

El diseo normal de un calentador tipo vertical cumple las siguientes funciones:1)Desgasificado de la emulsin de entrada; 2) Remocin de arenas, sedimentos y agua libreprevio al calentamiento; 3) Lavado con agua y calentamiento de la emulsin; 4) Coalescenciay asentamiento de las gotas de agua.


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4.4 Coalescedores electroestticos

Los procesos de deshidratacin electrosttica consisten en someter la emulsin a un campoelctrico intenso, generado por la aplicacin de un alto voltaje entre dos electrodos. Estedispositivo, generalmente tiene caractersticas similares a los de los equipos de separacin

mecnica presurizados, aadiendo a stos el sistema de electrodos y de generacin de altovoltaje. La aplicacin del campo elctrico sobre la emulsin induce a la formacin de dipoloselctricos en las gotas de agua, lo que origina una atraccin entre ellas, incrementando sucontacto y su posterior coalescencia. Como efecto final se obtiene un aumento del tamao delas gotas, lo que permite la sedimentacin por gravedad.

Un deshidratador electrosttico est dividido en 3 secciones, figura 21. La primera seccinocupa aproximadamente el 50% de su longitud y es llamada Seccin de calentamiento. Lasegunda seccin es llamada Seccin central o control de nivel y esta ocupa por alrededordel 10% de su longitud ubicada adyacente a la seccin de calentamiento. La tercera seccinocupa el 40% de la longitud del deshidratador y es denominada Seccin de asentamientodel agua suspendida para producir crudo limpio. Las parrillas de electrodos de alto voltajeestn localizadas en la parte superior del recipiente, arriba de la interfase agua-aceite.

Figura 21. Deshidratador electrosttico.

Entre las ventajas que posee los deshidratadores electrostticos en comparacin con los

sistemas de tanques de lavado es que son menos afectados en su operacin por lascaractersticas de los crudos (densidad, viscosidad), agua o agentes emulsionantes, ofrecenmayor flexibilidad, el tiempo de residencia asociado es relativamente corto y por otra parte,son de menor dimensin. Adems, con el tratamiento electrosttico se obtiene una mejorcalidad del agua separada y una mayor flexibilidad en cuanto a las fluctuaciones o variacionesen los volmenes de produccin (Guzmn et al., 1996).

Entre las desventajas que presentan los equipos de deshidratacin electrosttica estn:

Seccin de CoalescenciaSeccin de Calentamiento

Entrada de

EmulsinGas EqualizerLoop Salida de GasAlivio

Salida de Crudo

Gas

Crudo

Low Level

Shutdown

Tubo de fuego

Hoodbaffle Agua

Salida de agualibre

16 interfacecontrol manway

Drain

Crudo

Rejilla de electrodos de alto voltaje

Conexiones de la muestra

Control del nivelde interfaceAgua

Drain Salida del aguatratada

Seccin de CoalescenciaSeccin de Calentamiento

Entrada de

EmulsinGas EqualizerLoop Salida de GasAlivio

Salida de Crudo

Gas

Crudo

Low Level

Shutdown

Tubo de fuego

Hoodbaffle Agua

Salida de agualibre

16 interfacecontrol manway

Drain

Crudo

Rejilla de electrodos de alto voltaje

Conexiones de la muestra

Control del nivelde interfaceAgua

Drain Salida del aguatratada


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i. Requerimiento de supervisin constante en su operacin.ii. Instalacin de sistemas de control ms sofisticados, lo que incide tanto en los costos de

operacin como de inversin.iii. Instalacin de sistemas de carga para un mayor control de flujo al equipo, ya que

necesitan para su operacin condiciones de flujo estables y controladas.iv. Los dispositivos del equipo podran ser afectados por los cambios en las propiedadesconductoras de los fluidos de alimentacin, cuando se incrementa el agua, la salinidad yla presencia de slidos.

v. El nivel de agua libre es controlado por dos medidores de nivel en paralelo y condiferentes principios de operacin. Esta es la variable ms difcil de manejar, ya que unvalor alto podra hacer que el agua tenga contacto con las parrillas energizadas y halla uncorto circuito en el equipo y sus correspondientes daos al sistema elctrico.

Estos equipos se utilizan cuando la velocidad de asentamiento por gravedad es muy lenta,dada por la Ley de Stokes. Por ejemplo una gota de agua de 20 micras de dimetro en uncrudo de 33 API a 100 F y una viscosidad de 6,5 cp se asienta a una velocidad de 0,07 ft/hr.

Como la molcula de agua es polar, el campo elctrico incrementa la coalescencia de las gotasdispersas en el aceite por dos mecanismos que actan simultneamente:

1. Sometidas a un campo electrosttico, las gotas de agua adquieren una carga elctrica neta.

2. La distribucin al azar de las gotas de agua en el seno del aceite al pasar por el campoelectrosttico se alinean con su carga positiva orientada al electrodo cargado (negativo).

Estas fuerzas de atraccin electrosttica pueden ser mucho ms grandes que la fuerza degravedad presente. La relacin de fuerza electrosttica con la fuerza de gravedad es deaproximadamente de 1.000 para gotas de agua de 4 micras de dimetro en crudo de 20 APIexpuesto a un gradiente elctrico tpico de 5 kiloVoltios/pulgada.

Los tratadores electrostticos son usados generalmente cuando existen las siguientescircunstancias:

Cuando el gas combustible para calentar la emulsin no est disponible o es muy costoso. Cuando la prdida de gravedad API es econmicamente importante. Cuando grandes volmenes de crudo deben ser tratados en una planta a travs de un nmeromnimo de recipientes.

Las ventajas del tratamiento electrostticos son:

La emulsin puede ser rota a temperaturas muy por abajo que la que requieren los tratadores-calentadores. Debido a que sus recipientes son mucho ms pequeos 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 corrosin eincrustacin.


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5. DESALACIN DEL PETRLEO

El proceso de desalacin consiste en la remocin de las pequeas cantidades de salesinorgnicas, que generalmente quedan disueltas en el agua remanente, mediante la adicin de

una corriente de agua fresca (con bajo contenido de sales) a la corriente de crudo deshidratado.Posteriormente, se efecta la separacin de las fases agua y crudo, hasta alcanzar lasespecificaciones requeridas de contenido de agua y sales en el crudo.

Las sales minerales estn presentes en el crudo en diversas formas: como cristalessolubilizados en el agua emulsionada, productos de corrosin o incrustacin insolubles enagua y compuestos organometlicos como las porfirinas.

Despus de la deshidratacin o del rompimiento de la emulsin, el petrleo crudo todavacontiene un pequeo porcentaje de agua remanente. Los tratamientos tpicos anteriormentemencionados (adicin de desemulsionante, calentamiento, sedimentacin y tratamientoelectrosttico) pueden reducir el porcentaje de agua del crudo a rangos de 0,2-1 % volumen.

La salinidad de la fase acuosa vara desde 100 ppm hasta la saturacin, que es de 300.000ppm (30 % peso); sin embargo lo usual es encontrar salmueras en el rango de 20.000-150.000ppm (2 a 15 % peso). Por comparacin, el agua de mar contiene de 30.000-43.000 ppm (3 a4,3 % peso) de sales disueltas. El contenido de sal en el crudo normalmente es medido enlibras de cloruro, expresado como cloruro de sodio equivalente por 1.000 barriles de crudolimpio (Libras por Mil Barriles, LMB o en ingls Pounds per Thousand Barrels, PTB).

Cuando el crudo es procesado en las refineras, la sal puede causar numerosos problemasoperativos, tales como disminucin de flujo, taponamiento, reduccin de la transferencia decalor en los intercambiadores, taponamiento de los platos de las fraccionadoras. La salmueraes tambin muy corrosiva y representa una fuente de compuestos metlicos que puede

envenenar los costosos catalizadores. Por lo tanto, las refineras usualmente desalan el crudode entrada entre 15 y 20 PTB para el caso de refineras sencillas, en aquellas de conversin profunda las especificaciones pueden ser ms exigentes, alcanzando valores de 1 PTB(Layrisse et al., 1984).

El desalado en campo reduce la corrosin corriente aguas abajo (bombeo, ductos, tanquesde almacenamiento). Adicionalmente la salmuera producida puede ser adecuadamente tratada para que no cause los daos mencionados en los equipos y sea inyectada al yacimiento,resolviendo un problema ambiental. En ausencia de cristales de sal slidos, el contenido de salen el crudo deshidratado est directamente relacionado con el porcentaje de agua y con laconcentracin de salinidad de la fase acuosa (en ppm de NaCl).

El desalado se realiza despus del proceso de rompimiento de la emulsin endeshidratadores electrostticos y consiste de los siguientes pasos:

a) Adicin de agua de dilucin al crudo.

b) Mezclado del agua de dilucin con el crudo.

c) Deshidratacin (tratamiento de la emulsin) para separar el crudo y la salmuera diluida.


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Como se muestra en la figura 22 el equipo convencional para el desalado incluye:

- Un equipo convencional de deshidratacin (eliminador de agua libre, calentador o unidadelectrosttica).

- Una tee para inyectar el agua de dilucin.

- Un mecanismo que mezcle adecuadamente el agua de dilucin con el agua y las sales delcrudo.

- Un segundo tratador (tipo electrosttico o tratador-calentador) para separar nuevamente elcrudo y la salmuera.

En base al desalado en una etapa, el requerimiento del agua de dilucin es usualmente de 5a 7 % con respecto a la corriente de crudo. Sin embargo, si el agua de dilucin es escasa, eldesalado en dos etapas reduce el requerimiento del agua de dilucin a 1-2 % con respecto a lacorriente del crudo.

Figura 22. Sistema convencional de deshidratacin y desalado de crudo.

5.1 Consideraciones de diseo

La cantidad de agua requerida en el proceso es una funcin de la:

- Salinidad del agua emulsionada y del agua fresca.- Cantidad de agua emulsionada.

- Eficiencia de mezclado.- Nivel de deshidratacin.- Especificacin del contenido de sal en el crudo requerida o PTB.

- Nivel de deshidratacin:

Esta es la variable ms importante para reducir el requerimiento de agua de dilucin. Ladilucin de la salmuera de entrada para alcanzar la especificacin de salinidad requerida es

Deshidratador

Desalador

Drenaje de agua

Alimentacinde crudo

Agua dedilucin

mezclador

desemulsionante

Crudolimpio

Drenajede agua


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inversamente proporcional al nivel de deshidratacin alcanzado. Adicionalmente es importantereducir el porcentaje de agua del crudo deshidratado para mantener baja su salinidad. Estoexplica el uso frecuente de los tratadores electrostticos para reducir el porcentaje de aguaremanente en el crudo a valores de 0,1-0,15 % volumen, ya que sin el campo electrosttico el

agua remanente en el crudo vara entre 0,2-1 % volumen. En muchos casos es muy difcilalcanzar valores de 0,5 % de agua sin el uso de los tratadores electrostticos.

- Eficiencia de mezclado. Despus de la deshidratacin el agua remanente en el crudo existecomo pequeas gotas de agua dispersas de modo uniforme en el seno del crudo. Un completomezclado de todas esas gotas no es posible. Por lo tanto, es una prctica estndar asumir queuna fraccin del agua de dilucin se mezcla completamente con las pequeas gotas del aguaremanente en el crudo, mientras que la porcin restante (1-) del agua de dilucin pasa atravs del equipo desalador sin sufrir ningn cambio. Generalmente se considera como laeficiencia de mezclado.

Para la seleccin de un sistema de tratamiento ptimo de un crudo especfico, deben

considerarse una serie de factores para la determinacin del mtodo de tratamiento deseable,entre los cuales se citan:

- Caractersticas de la emulsin.- Gravedad especfica del crudo y del agua de produccin.- Caractersticas corrosivas del crudo, el agua de produccin y el gas asociado.- Tendencias a la deposicin de slidos y generacin de incrustaciones del agua deproduccin.- Volmenes de fluidos a tratar y contenido de agua en el crudo.- Tendencias a la deposicin de parafinas y asfaltenos del crudo.- Presiones de operacin deseables en los equipos.

Adems de los factores antes mencionados para la seleccin del sistema de tratamiento,los cuales a su vez permiten escoger los separadores electrostticos en aquellos casos en quelas emulsiones esperadas sean de alta estabilidad, por lo que debe considerarse una serie de parmetros bsicos asociados a la accin del campo electrosttico. Entre estos factores secuentan (Lowd et al., 1967; Burris 1974, 1978):

- Temperatura de separacin.- Factor de carga (barriles de crudo tratado por da/rea de rejilla electrosttica), el cual defineel tiempo de retencin del crudo como la velocidad de sedimentacin de las gotas de agua.- Voltaje o diferencia de potencial requerida por unidad de longitud de separacin de rejillas.- Factor de velocidad de sedimentacin (el cual relaciona las propiedades fsicas del crudo y elagua, y representan la fuerza impulsora de la separacin gravitacional).


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Ttulo: Deshidratacin de Crudo - Principios y Tecnologa

Autor: Shirley Marfisi y Jean Luois Salager

Referencia: Cuaderno FIRP N 853PP

Fecha (mayo 2004)

Editado y publicado por:Laboratorio FIRPEscuela de INGENIERIA QUIMICA,UNIVERSIDAD de Los ANDESMrida 5101 VENEZUELA

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