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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACION UNIVERSITARIA INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITÉCNICO «SANTIAGO MARIÑO» EXTENSION COL SEDE CIUDAD OJEDA. Deshidratación del crudo 8 p Integrantes: María Laura Álvarez Cl: [49] Ciudad Ojeda, Diciembre 2015 Introducción Las facilidades de Producción comprenden los procesos, equipos 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 fácilmente del crudo por acción de la gravedad, tan pronto como la velocidad de los fluidos es suficientemente aja.

La otra parte del agua está íntimamente combinada con el crudo en forma de una emulsión de gotas de agua dispersadas en el aceite, la cual se llama emulsión agua/aceite (W/O), ¿Dónde y cómo se producen las emulsiones agua en petróleo? El agua y el aceite son esencialmente inmiscibles, por lo tanto, estos dos líquidos coexisten como dos líquidos distintos. La frase «aceite y agua no se mezclan» expresa la mutua insolubilidad de muchos hidrocarburos líquidos con el agua. Las solubilidades de hidrocarburos son bajas, pero varian desde 0,0022 ppm para el tetradecano hasta 1. 0 ppm para el benceno en agua. La presencia de dobles enlace carbono-carbono (por ejemplo alquenos y aromáticos) incrementan la solubilidad del agua. El agua está 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 extracción del petróleo, la mezcla bifásica de petróleo crudo y agua de formación se desplazan en el medio poroso a una velocidad del orden de 1 pie/dia, lo que es insuficiente para que se forme una emulsión.

Sin embargo, al pasar por todo el Disperse en el petróleo en forma de emulsión W/O estabilizada por las especies de actividad interfacial presentes en el crudo. Las emulsiones formadas son macro-emulsiones W/O con diámetro de gota en interfacial presentes en el crudo. Las emulsiones formadas son macro-emulsiones W/O con diámetro de gota entre 0,1 a 100 pm Existen tres requisitos esenciales para formar una emulsión : • Dos líquidos inmiscibles, como el agua y el aceite. • Suficiente agitación para dispersar uno de los líquidos en pequeñas gotas en el otro. ?? Un agente emulsionante para estabilizar las gotas dispersas en a fase continúa. En los pozos que se producen por levantamiento con gas (Gas- lift), la emulsionación 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 emulsión generalmente es creada en la cabeza del pozo o en el equipo en superficie. para el proceso continuo, la mayor parte de la emulsión es formada en fondo de pozo, en el punto de inyección de gas.

En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (W/O) son llamadas emulsiones directas, mientras que las mulsiones de aceite en agua (O/W) son llamadas emulsiones inversas. Esta clasificación simple no siempre es adecuada, ya que emulsiones múltiples o complejas (o/W/O ó w/O/W) pueden también ocurrir. Además, esta clasificación es muy particular de la industria petrolera, ya que en general las emulsiones O/W son denominadas emulsiones normales y las VWO 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 petróleo crudo.

El A&S es principalmente agua salina; sin embargo, sólidos tales como arena, lodos, carbonatos, productos e corrosión y sólidos precip•tados o dis 30F como arena, lodos, carbonatos, productos de corrosión y sólidos precipitados o disueltos se encuentran también presentes, por lo que A&S también es llamada Agua y Sedimento Básico (A&SB). Otra terminología en la industria petrolera es clasificar las emulsiones directas producidas como duras y suaves. Por definición una emulsión dura es muy estable y difícil de romper, principalmente porque las gotas dispersas son muy pequeñas.

Por otro lado, una emulsión suave o dispersión es inestable y fácil de romper. En otras palabras, cuando un gran número de gotas e agua de gran diámetro están presentes, ellas a menudo se separan fácilmente por la fuerza gravitacional. El agua que se separa en menos de cinco minutos es llamada agua libre. La cantidad de agua remanente emulsionada varía ampliamente desde 1 a 60 % en volumen. En los crudos medianos y livianos (>20 DAPI) las emulsiones contienen típicamente de 5 a 20 % volumen de agua, mientras que en los crudos pesados y extrapesados (<200 API) tienen a menudo de 10 a 35 % de agua.

La cantidad de agua libre depende de la relación agua/aceite y varía significativamente de un pozo a otro. En este trabajo, la palabra «agua» significa agua producida y es una salmuera conteniendo cloruro de sodio y otras sales. Cuáles son los agentes emulsionantes? Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la siguiente manera: – Compuestos naturales surfactantes tales como asfáltenos y resinas conteniendo ácidos orgánicos y bases, ácidos nafténicos, ácidos carboxílicos, compuestos de azufre, fenoles, cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular. Sólid – Sólidos finamente divididos, tales como arena, arcilla, finos de formación, esquistos, lodos de perforación, fluidos para stimulación, incrustaciones minerales, productos de la corrosión (por ejemplo sulfuro de hierro, óxidos), parafinas, asfáltenos precipitados. Los fluidos para estimulación de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables – Químicos de producción añadidos tales como inhibidores de corrosión, biocidas, limpiadores, surfactantes y agentes humectantes.

Los surfactantes naturales se definen como macromoléculas con actividad interfacial que tienen un alto contenido de aromáticos y por lo tanto relativamente planas con al menos un grupo polar y colas lipofflicas, con actividad interfacial. Estas moléculas pueden apilarse en forma de micelas. Se forman de las fracciones ácidas de asfaltenos, resinas, ácidos nafténicos y materiales porfirinicos. Estos surfactantes pueden adsorberse a la interfase de la gota de agua y formar una película rígida que resulta en una alta estabilidad de la emulsión W/O formada, lo cual ocurre en menos de tres días.

Es por eso, que la emulsión debe tratarse lo más pronto posible con diferentes agentes tales como: química deshidratante, calor, sedimentación por centrifugación o electrocoalescencia. La pelicula interfacial formada estabiliza la emulsión debido a as siguientes causas: a) Aumenta la tensión interfacial. por lo general, para emulsiones de crudo la tensión interfacial es de 30 a 36 mN/m. La presencia de sales también Aumenta la tensión interfacial. de 30 a 36 mN/m.

La presencia de sales también b) Forman una barrera viscosa que inhibe la coalescencia de las gotas. Este tipo de película ha sido comparada con una envoltura plástica. c) Si el surfactante o partícula adsorbida en la interface es polar, su carga eléctrica provoca que se repelan unas gotas con otras. Un segundo mecanismo de estabilización ocurre cuando los mulsionantes son partículas sólidas muy finas. Para ser agentes emulsionantes, las partículas sólidas deben ser más pequeñas que las gotas suspendidas y deben ser mojadas por el aceite y el agua.

Luego estas finas partículas sólidas o coloides (usualmente con surfactantes adheridos a su superficie) se colectan en la superficie de la gota y forman una barrera física. Ejemplos comunes de este tipo de emulsionante son el sulfuro de hierro y la arcilla ¿Cuáles son las propiedades que intervienen en la estabilidad de la emulsión? El rompimiento de la emulsión depende de las siguientes ropiedades (Salager 1 987 a): a) Tensión interfacial. una reducción de la tensión interfacial no es suficiente para aumentar la estabilidad de la emulsión.

Se ha encontrado recientemente que los sistemas de tensión ultra-baja producen emulsiones inestables. Estudios de tensión interfacial dinámica entre crudo y agua muestran que la tension disminuye con el tiempo y que se requieren varias horas de contacto para obtener un valor estable. A partir de las mediciones de tensión interfacial (IFT) se puede concluir que es la fracción de la resina que tiene la más alta afinidad por la interface. Las resinas pueden reducir el IFT a los valores c reducir el IFT a los valores cerca de 15 mN/m. Mientras que los asfaltenos la reducen en 25 rnN/m como valor límite.

El valor para el petróleo crudo es del orden de 30 mN/m, lo cual revela que hay otros componentes indígenas que influencian el IFT además de las resinas y asfáltenos. b) Viscosidad de la fase externa. Una viscosidad alta en la fase externa disminuye el coeficiente de difusión y la frecuencia de colisión de las gotas, por lo que se Incrementa la estabilidad de la emulsión. Una alta concentración de las gotas también Incrementa la viscosidad aparente de la fase continua y estabiliza la emulsión. Este efecto puede ser minimizado calentando la emulsion. c) Tamaño de la gota.

Gotas muy pequeñas menores de 10 pm generalmente producen emulsiones más estables. Una amplia distribución de tamaños de partículas resulta en general en una emulsión menos estable. d) Relación de volumen de fases. Incrementando el volumen de la fase dispersa se incrementa el número de gotas y/o tamaño de gota y el área interfacial. La distancia de separación se reduce y esto aumenta la probabilidad de colisión de las gotas. Todos estos factores reducen la estabilidad de la emulsión. e) Temperatura. Usualmente, la temperatura tiene un efecto muy fuerte en la estabilidad de la emulsión.

Incrementando la temperatura se reduce la adsorción de surfactantes naturales y disminuye la viscosidad de la fase externa, la rigidez de la película interfacial y la tensión superficial. Todos estos cambios reducen la estabilidad de la emulsión. En presencia de surfactantes anionicos, un 7 OF Todos estos cambios reducen la estabilidad de la emulsión. En presencia de surfactantes aniónicos, un aumento de temperatura umenta la afinidad de estos por la fase acuosa, mientras que lo inverso ocurre con surfactantes no-iónicos. f) pH.

La adición de ácidos o bases inorgánicos cambia radicalmente la formación de películas de asfáltenos y resinas que estabilizan las emulsiones agua-aceite. Ajustando el pH se puede minimizar la rigidez de la película que estabiliza la emulsión y aumentar la tensión superficial. La estabilización de la tensión interfacial depende del pH de la fase acuosa, por lo cual la adsorción en la interface presenta una histéresis que indica que las diferentes moléculas emulsionantes (surfactantes naturales ue contienen grupos ácidos y bases) poseen cinéticas de equilibración muy diferentes. ) Envejecimiento de la interface. A medida que la interface envejece la adsorción de los surfactantes se completa y debido a las Interacciones laterales entre las moléculas aumenta la rigidez de la película hasta un valor estable en unas 3 a 4 horas. Esta película o piel alrededor de la gota llega a ser más gruesa, más fuerte y más dura. Además, la cantidad de agentes emulsionantes se Incrementa por oxidación, fotólisis, evaporación o por la acción de bacterias. h) Salinidad de la salmuera. La concentración de la salmuera es un factor importante en la formación de emulsiones estables.

Agua fresca o salmuera con baja concentración 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 parafini 80F i) Tipo de aceite. Los crudos con aceite de base parafinica usualmente no forman emulsiones estables, mientras que los crudos nafténicos y de base mixta forman emulsiones estables. Ceras, resinas, asfáltenos y otros sólidos pueden influenciar la estabilidad de la emulsión. En otras palabras, el tipo de crudo determina la cantidad y tipo de emulsionantes naturales j) Diferencia de densidad.

La fuerza neta de gravedad que actúa 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 sedimentación de las gotas y por ende, se acelera la coalescencia. k) Presencia de cationes. Los cationes divalentes como calcio y magnesio tienen tendencia a producir una compactación de las películas adsorbidas, probablemente por efecto de pantalla lectrostática de un lado, y por otro, la precipitación de sales insolubles en la interface. ) Propiedades reológicas interfaciales. Generalmente, cuando una interface con moléculas de surfactantes adsorbidas se estira o dilata se generan gradientes de tensión. Los gradientes de tension se oponen al estiramiento e intentan restaurar la uniformidad de la tensión interfacial. Como consecuencia, la interface presenta una cierta elasticidad. Éste es el efecto llamado Gibbs-Marangoni. ¿Cómo prevenir la formación de la emulsión agua en petróleo?

Las emulsiones se forman en el aparataje de producción del pozo en las instalaciones de superficie debido al cizallamiento, por lo que es recomendabl instalaciones de superficie debido al cizallamiento, por lo que es recomendable eliminar la turbulencia y remover el agua del aceite lo más pronto posible. Algunos recomiendan inyectar el surfactante a fondo de pozo para prevenir la formación de la Las recomendaciones anteriores no siempre son posibles lograrlas, por lo que en muchos casos es necesario prepararse para el rompimiento de la emulsión inevitablemente formada.

La mejor forma de deshidratar es evitar que se produzca la emulsión por lo menos reducir al máximo las condiciones que favorezcan la emulsionación, a saber la producción conjunta de varios fluidos y la agitación (Salager 1987 a) . En pozos fluyentes, una agitación considerable es generalmente causada por el gas disuelto saliendo de la solución (el gas se desorbe) conforme decrece la presión. Este gas también causa turbulencia cuando fluye junto con la mezcla difásica agua-aceite a través de accesorios y restricciones en la tubería de producción; pasa por supuesto lo mismo cuando se utiliza el levantamiento con gas.

Esta turbulencia puede ser reducida, pero no eliminada, instalando un estrangulador de fondo. Este estrangulador reduce la estabilidad de la emulsión por las siguientes causas: a) Hay menos presión diferencial. b) La temperatura de fondo de pozo es considerablemente más 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 técnicas utilizadas para la extracción de petróleo crudo generan o agravan los problemas de emulsionacón. Los quimicos 0 DF 18