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MUY BUENO...

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Tratamiento de emulsiones y deshidratación de crudo

El fluido proveniente de la boca de pozo generalmente consiste en una mezcla de gas, petróleo, agua libre y agua emulsionada. Antes de iniciar el tratamiento de petróleo, es necesario remover el gas y el agua libre. Este proceso es esencial en función de reducir el tamaño de los equipos de tratamiento de petróleo.

Deshidratación y desalado de petróleo

Emulsiones

Calentamiento

Tratamientos eléctricos

Desalado de petróleo

Referencias

LECCIÓN 1 de 6

Deshidratación y desalado de petróleo

El fluido proveniente de la boca de pozo generalmente consiste en una mezcla de gas, petróleo, agua libre y agua emulsionada. Antes de iniciar el tratamiento de petróleo, es necesario remover el gas y el agua libre. Este proceso es esencial en función de reducir el tamaño de los equipos de tratamiento de petróleo.

Tal como se ha visto anteriormente, el gas y la mayor parte del agua libre se remueve de la corriente por medio del uso de separadores. El gas que deja el separador es conocido como gas primario. Gas adicional será liberado durante los procesos de tratamiento de petróleo debido a la reducción de presión y a tratamientos de calentamiento. Este gas, conocido como gas secundario, tiene que ser removido. El agua libre removida de los separadores está limitada normalmente a gotas de agua de 500 um y mayor. Por lo tanto, la corriente de petróleo, al dejar el separador, podría normalmente contener gotas de agua que sean menores a 500 um, y también agua emulsionada con el petróleo. Este petróleo tiene que atravesar varios procesos de tratamiento (deshidratación, desalación y estabilización) antes de que pueda ser enviado a refinerías o facilidades de embarque.

En esta lectura nos enfocaremos especialmente en la etapa de deshidratación y desalado del crudo. Los principales objetivos de estos tratamientos son:

Remover el agua

Romper la emulsión de agua en petróleo

Remover las sales existentes en el crudo hasta valores de especificación

La salinidad de la corriente y el proceso de deshidratación y desalado que se utilizará dependerán del origen del agua contenida en el petróleo; los tratamientos de crudo en campo pueden producir petróleos con remanentes de agua entre 0,2 % y 0,5 % a 1 %. Este remanente de agua es conocido como BS&W (basic sediments and water). El proceso de tratamiento y las facilidades deben ser cuidadosamente seleccionadas y diseñadas para alcanzar los requerimientos de BS&W para la entrega.

Las plantas de deshidratación y desalado de petróleos deben operarse de manera tal que:

Los costos de procesamiento sean mínimos (consumo óptimo de combustible, electricidad y químicos para tratamiento).

El petróleo se encuentre dentro de las especificaciones requeridas de venta (contenido de agua y sales).

Evitar la pérdida de fracciones livianas por calentamiento, logrando que el petróleo tenga la mejor densidad posible para la venta.

El agua coproducida posea calidad aceptable para inyección a reservorio o disposición final.

LECCIÓN 2 de 6

Emulsiones

Raramente, el petróleo es producido sin el acompañamiento de agua. El agua salada es, entonces, producida con el petróleo en diferentes formas:

Agua libre.

Agua suspendida.

Agua soluble.

Agua emulsionada.

Emulsión de agua en petróleo.

Emulsión de petróleo en agua.

Aparte del agua libre, el agua emulsionada (emulsión de agua en petróleo) es la forma que plantea más inconvenientes al momento de lograr la deshidratación del crudo.

Las emulsiones son mezclas de petróleo y agua. En general, una emulsión puede ser definida como una mezcla de dos líquidos inmiscibles, uno de los cuales es dispersado en forma de gotas (fase dispersa o interna) en otro (la fase continua o externa) y se encuentra estabilizado por un agente emulsionante. En este caso, el agua es la fase dispersa, y el petróleo, la fase continua.

En el campo, el crudo y el agua son encontrados como dos fases inmiscibles juntas. Esto normalmente forma una emulsión de agua en aceite (emulsión W/O), en la cual el agua se encuentra dispersa como finas gotas en la mayor parte del petróleo.

Otro concepto importante para tener en cuenta es tensión superficial, que es la propiedad que distingue claramente a los líquidos de los gases. En el seno de un líquido, las moléculas se atraen entre sí debido a combinaciones de fuerzas de Van der Waals y fuerzas electrostáticas, que se encuentran equilibradas. Sin embargo, este equilibro no existe en la superficie del líquido debido a que no existen moléculas en la parte superior. Como resultado de esto, se genera una fuerza perpendicular a la superficie del líquido, por lo que, podríamos decir, la superficie del líquido tiende a contraerse.

Por otro lado, la tensión interfaciales la que aparece entre las fases de dos líquidos no miscibles. Las fuerzas que actúan en la superficie de los dos líquidos no se encuentran balanceadas y se desarrolla, por lo tanto, la tensión interfacial.

Figura 1: Representación esquemática de sistemas no dispersos y dispersos

Fuente: Abdel-Aal y Aggour, 2003, p. 154

La figura muestra una representación esquemática de los posibles sistemas dispersos y no dispersos formados por petróleo y agua; dentro de los sistemas dispersos, encontramos la emulsión de petróleo en agua y la emulsión de agua en petróleo. Sin embargo, y a medida que el corte de agua se incrementa, la posibilidad de formar emulsiones inversas (petróleo en agua o emulsión O/W) se incrementa.

Para que dos líquidos formen una emulsión estable, es necesaria la coexistencia de tres condiciones:

Los dos líquidos deben ser inmiscibles.

Debe haber suficiente energía en la agitación para dispersar una fase en la otra.

Debe estar presente un agente emulsionante.

Energía de agitación Las emulsiones normalmente no existen en la formación productora, pero son formadas debido a la agitación que ocurre en el sistema de producción de petróleo.

Comenzando dentro de la formación productora, el petróleo y el agua migran a través de la formación porosa, que se abre camino hacia el pozo, hacia la boca del pozo y, posteriormente, a través del estrangulador, al sistema colector y a los separadores de superficie. A lo largo de este viaje, los fluidos son sometidos a

agitación debido al flujo turbulento desarrollado. Esta energía de agitación fuerza al agua a formar gotas en el cuerpo de la masa de petróleo y funciona de acuerdo con el siguiente patrón:

En primer lugar, la energía gastada sirve para sobreponerse a la fuerza viscosa entre las capas de líquido, lo que lleva a la separación de este en capas delgadas o láminas.

Esto es lo que se llama energía de corte y se aproxima matemáticamente a la siguiente fórmula:

En segundo lugar, la energía es utilizada en la formación de energía superficial, que ocurre como resultado de la separación de las moléculas en el plano de corte. Esta energía superficial está íntimamente relacionada con la tensión superficial, que involucra la creación de una enorme área de interfase con superficie libre de energía. La energía contenida por unidad de área es referida como tensión superficial y tiene por unidades: dina/cm.

Las gotas adquieren forma esférica, lo que involucra menor energía para un contenido dado de fluidos. Esto está de acuerdo con el hecho de que todos los sistemas energéticos tienden a buscar el nivel más bajo de energía libre. Debido a que la tensión superficial se define como la propiedad física debido a las fuerzas moleculares existentes en la película superficial del líquido, esto causará que el volumen de un líquido pase a ser contraído o reducido a una forma con la menor área de superficie. Esta es la misma fuerza que hace que las gotas de lluvia adopten la forma esférica.

Una pregunta crítica podría ser la siguiente: ¿puede una planta especialmente diseñada prevenir la formación de emulsiones? La respuesta es: lo mejor que se puede hacer es reducir la extensión de la formación de emulsión, con base en el hecho de que los líquidos no se encuentran inicialmente emulsionados. Desde el punto de vista del diseño, y con la finalidad de minimizar la formación de emulsión, es necesario:

Reducir la velocidad de flujo del fluido.

Minimizar las restricciones de flujo.

Minimizar los cambios repentinos en la dirección de flujo.

Agentes emulsionantes Si una emulsión de petróleo es percibida mediante un microscopio, una gran cantidad de pequeñas esferas o gotas de agua puede ser vista en el cuerpo de dicha emulsión, similar a lo que sucede en la siguiente figura:

Figura 2: Microfotografía de una emulsión de agua en petróleo crudo

Fuente: Deshidratación de crudo: Principios y Tecnología – Cuaderno FIRP S853-PP, p. 3

La imagen muestra una microfotografía de una emulsión de agua en petróleo; en este sistema, la fase continua es el petróleo, mientras que la fase dispersa es el agua.

Una fuerte película, llamada película estabilizadora, rodea estas gotas. Dicha película es creada por agentes emulsionantes que se encuentran comúnmente en el crudo o agua en estado natural o que son introducidos en el sistema como contaminantes durante las operaciones de perforación o mantenimiento.

Dentro de los agentes emulsionantes más comunes, podemos nombrar:

Asfaltenos

Resinas

Ácidos orgánicos (solubles en petróleo)

Arcillas

Material sólido finamente disperso, como arena, carbón, calcio, sílice, hierro, zinc, sulfato de aluminio, etcétera.

Estos agentes emulsionantes contribuyen a la formación de la película que encierra la gota de agua; de ahí la estabilidad de las emulsiones. Asimismo, las gotas quedan aisladas entre sí tanto física como eléctricamente. La estabilidad de la emulsión formada depende de la naturaleza de esta película.

La estabilidad de una emulsión puede ser vista a través del siguiente análisis. La relativa dificultad en separar una emulsión en sus dos fases es una medida de su estabilidad. Dicha estabilidad es influenciada por muchos factores:

Viscosidad del crudo: la separación es más fácil cuando la viscosidad del crudo es menor.

Densidad o diferencia de gravedad específica entre las fases petróleo y agua: se obtendrá una mejor separación mientras mayor sea la diferencia de densidad entre ambos fluidos.

Tensión interfacial entre las dos fases (relacionada con el tipo de agente emulsionante): la separación es promovida mientras menor sea la fuerza de tensión interfacial.

Tamaño de las gotas de agua dispersas: a mayor tamaño de gota de agua, más rápido se produce la separación. El tamaño de las gotas de agua dispersas es un importante factor en la estabilidad de la emulsión.

Porcentaje de agua dispersa: La presencia de gotas de agua finamente divididas y bajo condiciones de turbulencia pueden conducir a la formación de emulsiones.

Salinidad del agua emulsionada: la alta salinidad del agua tenderá a aumentar la dispersión debido a la mayor diferencia de densidad entre las fases de crudo y agua.

Tabla 1: Parámetros que afectan la estabilidad de una emulsión (Svetgoff)

Fuente: G. P. A. Estudios y Servicios Petroleros, s. f., https://bit.ly/31gKHb9

Se muestran los diferentes factores que afectan la estabilidad de una emulsión. Entre estos parámetros encontramos aquellos factores específicos de la interfase y los factores referidos a las condiciones de la emulsión. La tabla brinda los parámetros específicos que se conocen como “condiciones operativas controlables” para la formación de emulsiones.

Fundamentos de la separación de las emulsiones Los principios básicos para el tratamiento de emulsiones son los siguientes:

Romper la emulsión, lo que puede ser llevado a cabo tanto sea por uno o por la combinación de los siguientes factores: levantamiento de la temperatura de las masas tratadas, inyección de productos químicos desemulsionantes y aplicación de campo electrostático.

Coalescencia de pequeñas gotas en gotas mayores.

Sedimentación por gravedad y remoción de agua libre.

En el proceso de deshidratación de petróleos emulsionados utiliza la fuerza de gravedad como mecanismo natural para remover el agua del petróleo.

Existen un gran número de equipos capaces de separar las emulsiones, entre los que encontramos: tanques deshidratadores, tanques eliminadores de agua libre, separadores trifásicos, coalescedores mecánicos y eléctricos. Ninguno de ellos separa las emulsiones por sí mismo, sino que forman parte de un proceso especialmente diseñado para cada situación en particular. En todos estos equipos, el tiempo de reposo o retención necesarios para lograr la separación del agua emulsionada es el factor limitante en el volumen de fluido que tratar en la unidad de tiempo. En otras palabras, la capacidad de tratamiento depende del tiempo de reposo.

El tiempo necesario para que las gotas más pequeñas se separen del seno de crudo es uno de los factores más importantes. Este tiempo puede determinarse a partir de la ley de Stokes:

A continuación, se muestra una tabla en donde se evidencia cómo varía la velocidad de sedimentación para gotas de diferente tamaño en función de la temperatura de operación.

Tabla 2: Velocidad de sedimentación para gotas de diferente tamaño frente a temperatura operativa

Fuente: G. P. A. Estudios y Servicios Petroleros, s. f., https://bit.ly/31gKHb9

En la tabla se pueden visualizar las velocidades de sedimentación para las gotas de diferentes tamaños en función de la temperatura operativa del sistema.

Figura 3: Metodologías utilizadas para el tratamiento de petróleos emulsionados

Fuente: Elaboración propia.

Figura 3: Metodologías utilizadas para el tratamiento de petróleos emulsionados. La figura muestra una secuencia esquemática de las metodologías de tratamiento de emulsiones de agua en petróleo.

Remoción de agua libre El agua libre se define como el agua que es producida junto al petróleo y que se separará de este mediante un tiempo mínimo de estacionamiento.

Hay varias razones que llevan a separar el agua libre. Entre ellas, encontramos las siguientes:

Reducción del tamaño de los oleoductos y equipos de tratamiento.

Reducción del gasto de calor al calentar la emulsión (el agua requiere aproximadamente el doble de calor que el aceite).

Minimización de los problemas asociados a la corrosión, ya que el agua libre entra en contacto directo con la superficie del metal, mientras que el agua emulsionada no lo hace.

Si el agua libre producida por el pozo es “salada”, podrá utilizarse durante el proceso de “lavado con agua”, que es la acción mediante la cual el agua salada es utilizada para romper las emulsiones de agua en petróleo.

La remoción del agua libre toma lugar en el separadorknockout, el cual puede ser una pieza individual del equipamiento de la facilidad o puede ser incorporado en el tratador de fluidos.

Figura 4: Separador bifásico horizontal.

Figura 5: Separador bifásico vertical.

Esquema

Esquema

básico

de

un

separador

básico

de

un

separador

bifásico horizontal en donde se produce

bifásico vertical en donde se produce la

la separación de las fases gaseosa y

separación de las fases gaseosa y

líquida de las corrientes provenientes de

líquida de las corrientes provenientes de

los pozos.

los pozos.

Fuente: And, 2 de septiembre 2009,

Fuente: And, 21 de agosto de 2009,

https://bit.ly/2KAWqvk

https://bit.ly/2K5tsnQ

Figura 6: Separador trifásico horizontal.

Figura 7: Separador trifásico vertical.

Esquema

Esquema

básico

de

un

separador

básico

de

un

separador

trifásico horizontal en donde se produce

trifásico vertical en donde se produce la

la separación del gas, del petróleo y del

separación del gas, del petróleo y del

agua proveniente de los pozos.

agua proveniente de los pozos.

Fuente: And, 21 de agosto de 2009,

Fuente: And, 2 de septiembre 2009,

https://bit.ly/2K5tsnQ

https://bit.ly/2KAWqvk

Ruptura de emulsiones Esta etapa es el corazón del proceso de deshidratación del petróleo y consiste en tres pasos consecutivos:

FLO C U LA C IÓ N

C OA LE SC EN C IA

SE D I M E N TAC IÓ N G RAV ITA C I O N AL Y. . .

Esto requiere el debilitamiento y la ruptura del film estabilizador que rodea las gotas dispersas de agua. Este es un proceso de desestabilización que es afectado por el uso de elementos colaboradores, como el calor o productos químicos específicos. La floculación es el proceso que implica la colisión de gotas de agua dispersas y el consecuente crecimiento de tamaño; este es un proceso de características reversibles y no siempre conduce a la coalescencia de la gota. La velocidad de floculación es mayor cuando: Hay mayor contenido de agua en la emulsión, o sea que existen muchas gotas de agua por volumen de emulsión, lo que facilita el encuentro entre ellas; La temperatura de la emulsión es alta, lo que incrementa la frecuencia de choque entre las gotas; La viscosidad de la fase continua es baja, por lo que el petróleo opone menos resistencia al movimiento de las gotas de agua en su seno Existe un campo eléctrico, que ocasiona la excitación de las gotas de agua, lo que incrementa su movimiento en el seno de la fase continua



FLO C U LA C IÓ N

C O AL E SC E NC I A

SE D I M E N TA C I Ó N G R AV ITA C I O N AL Y. . .

Coalescencia o crecimiento de gota de agua Esto involucra la combinación de las partículas de agua liberadas luego de la ruptura del film estabilizador y la formación de gotas mayores. La coalescencia es altamente dependiente del tiempo y es mejorada mediante la aplicación de campos electrostáticos y lavado con agua. La coalescencia es el proceso en el cual se produce el crecimiento del tamaño de la gota hasta que hace inestable la emulsión y la gota se separa por decantación, es una etapa irreversible. La coalescencia es mayor cuando: la velocidad de floculación es alta; la película interfacial disminuye su estabilidad y se debilita por la acción de químicos; la película interfacial se inactiva térmicamente por disolución de las parafinas o asfaltenos.

Cuando la emulsión no se termina de resolver o romper, se produce el engrosamiento de las interfases de agua/petróleo deshidratado y se forma el colchón de emulsión. Las causas más frecuentes para la existencia de este colchón de emulsión son: El químico desemulsionante seleccionado no es el adecuado. La temperatura de tratamiento es baja. Cuando existen otros químicos que contrarrestan la acción del desemulsionante seleccionado.

FLO C U LA C IÓ N

C O AL E SC E NC I A

SE D I M E N TA C I Ó N G R AV ITA C I O N AL Y. . .

Sedimentación gravitacional y separación de las gotas de agua Cuanto mayor sea el tamaño de la gota de agua resultante luego de la coalescencia,...