PRUEBA PILOTO PARA LA IDENTIFICACION Y TRATAMIENTO DE EMULSIONES
NEILA TATIANA ALARCON OLAYA DANIELA MAÑOZCA CRUZ OLMER ANDRÉS MORALES MORA
CÓD: 20121107907 CÓD: 20121108154 CÓD: 20121108436
UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA FACULTAD DE INGENIERÍA PROGRAMA DE PETRÓLEOS CRUDOS Y DERIVADOS NEIVA 2014
CONTENIDO Pág. Introducción…………………………………………………………………………………….4 Objetivos………………………………………………………………………………………..5 i. ii.
General………………………………………………………………………….5 Específico ……………………………………………………………………….5
Marco teórico…………………………………………………………………………………...6 Procedimiento………………………………………………………………………………....12 Muestra de cálculos …………………………………………………………………………..15 Resultados…………………………………………………………………………………….17 i. ii. iii.
Prueba de relación……………………………………………………………17 Prueba de eliminación………………………………………………………..19 Prueba de confirmación ……………………………………………………..20
Cuestionario…………………………………………………………………………………… 22 Análisis de resultados …………………………………………………………………………26 Conclusiones…………………………………………………………………………………..27 Bibliografía……………………………………………………………………………………. 28
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LISTA DE FIGURAS, GRA FICAS Y TABLAS Página. Figura 1. Esquema de los factores físico-químicos relacionados con las interacciones entre dos gotas de fase dispersa de una emulsión w/o ……………….9 Figura 2. Esquema de las fuerzas de corte y diltacional relacionadas con las mediciones de la viscosidad correspondientes en una interfase agua-aceite………………………………………………………………………………….10 Figura 3 .Prueba de botella ……………………………………………………………….23 Figura 4. Representación esquemática de una estación de flujo para deshidratar crudo………………………………………………………………………….23 Gráfica 1. Comportamiento del desemulsificante 5 para el tratamiento de emulsión del crudo preparado…………………………………………………………….21 Tabla 1. Volumen separado en la prueba de relación dependiendo de la concentración añadida………………………………………………….………….17 Tabla 2. Observaciones en la prueba de relación, durante cada toma de datos ….18 Tabla 3. Volumen separado en la prueba de eliminación dependiendo del desemulsificante añadido……………………………………………………………19
Tabla 4. Observaciones en la prueba de eliminación, durante cada toma de datos ……………………………..……………………………………………………. 19 Tabla 5. Volumen separado en la prueba de confirmación dependiendo del desemulsificante añadido y la concentración ……………….…………………….20 Tabla 6. Observaciones en la prueba de confirmación, durante cada toma de datos……………………………………………………………………………….…..20
Tabla 7. Información del desemulsificante escogido para el tratamiento de emulsiones del crudo analizado …………………………….………………………......21
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P R A C T IC A # 4
PRUEBA PILOTO PARA LA IDENTIFICACION Y TRATAMIENTO DE EMULSIONES
INTRODUCCIÓN
Esta prueba se utiliza para identificar el rompedor y la concentración adecuada para la separación efectiva de agua emulsionada en el crudo, de esta manera adecuarlo para el transporte a refinería, este proceso es necesario debido a que el agua representa grandes problemas en la industria y disminuye la calidad del crudo. El tratamiento a utilizar se basa en tres pruebas consecutivas, primero se realiza la prueba de relación, para conocer la concentración más efectiva de rompedor, posteriormente se lleva a cabo la prueba de eliminación, en la cual se utiliza cinco rompedores en la concentración escogida anteriormente para de esta manera escoger los dos más adecuados para el tratamiento de éste, finalmente se procede con la prueba de confirmación, eliminando toda duda de cuál es el mejor desemulsificante para el crudo.
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OBJETIVOS
Objetivo General:
-
Hallar la concentración y el desemulsificante más apropiado para la separación de agua en el crudo por medio de una prueba piloto.
Objetivos específicos:
-
Reconocer la importancia en la industria de utilizar el desemulsificante más apropiado. Observar los resultados obtenidos de las diferentes concentraciones de desemulsificante. Utilizar de manera adecuada los instrumentos necesarios para cada prueba. Reconocer las tres pruebas que se deben llevar a cabo para el adecuado tratamiento de emulsiones.
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MARCO TEÓRICO
¿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 varían desde 0,0022 ppm para el tetradecano hasta 1.760 ppm para el benceno en agua. La presencia de dobles enlace carbono-carbono (por ejemplo alquenos y 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/día, lo que es insuficiente para que se forme una emulsión. Sin embargo, al pasar por todo el aparataje de producción durante el levantamiento y el transporte en superficie (bombas, válvulas, codos, restricciones, etc.) se produce la agitación suficiente para que el agua se 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 entre 0,1 a 100 µm. 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 got as 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 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.
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En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (W/O) son llamadas emulsiones directas, mientras que las emulsiones de aceite en agua (O/W) son llamadas emulsiones inversas. Esta 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 W/O son las inversas. En las emulsiones directas, la fase acuosa dispersa se refiere generalmente como agua y sedimento (A&S) y la fase continua es petróleo crudo. El A&S es principalmente agua salina; sin embargo, sólidos tales 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 de 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 °API) las emulsiones contienen típicamente de 5 a 20 % volumen de agua, mientras que en los crudos pesados y extrapesados (<20 °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. La inyección de vapor y la inyección de agua a yacimientos son factores que promueven la formación de emulsiones.
¿Cuáles son las propiedades que intervienen en la estabilidad de la emulsión? 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 tensión disminuye con el tiempo y que se requieren varias horas de contacto para obtener un valor estable. Página 7
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 interfase. Las resinas pueden reducir el IFT a los valores cerca de 15 mN/m. Mientras que los asfaltenos la reducen en 25 mN/m como valor 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 asfaltenos.
b) 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.
c) pH: La adición de ácidos o bases inorgánicos cambia radicalmente la formación de películas de asfaltenos 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 interfase presenta una histéresis que indica que las diferentes moléculas emulsionantes (surfactantes naturales que contienen grupos ácidos y bases) poseen cinéticas de equilibración muy diferentes.
d) 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 electrostática de un lado, y por otro, la precipitación de sales insolubles en la interfase.
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e) Propiedades reológicas interfaciales: Generalmente, cuando una interfase con moléculas de surfactantes adsorbidas se estira o dilata se generan gradientes de tensión. Los gradientes de tensión se oponen al estiramiento e intentan restaurar la uniformidad de la tensión interfacial. Como consecuencia, la interfase presenta una cierta elasticidad. Éste es el efecto llamado Gibbs-Marangoni. En la figura 1 se muestra los factores físico-químicos relacionados con las interacciones entre dos gotas de fase dispersa.
Figura 1. Esquema de los factores físico-químicos relacionados con las interacciones entre dos gotas de fase dispersa de una emulsión w/o.
Para una interfase Newtoniana las propiedades reológicas que determinan el movimiento interfacial son la viscosidad de cillazamiento interfacial ηs, la viscosidad dilatacional interfacial ηd y el gradiente de tensión interfacial. ηs describe la resistencia
de la interfase a cambiar de forma en un elemento diferencial de la interfase, el área se mantiene constante y se mide la resistencia de la película. La viscosidad ηd, al igual que la elasticidad interfacial dilatacional εd, se mide sólo por
la dilatación-compresión de la película sin aplicar cillazamiento. Estas propiedades describen la resistencia de la superficie a los cambios en el área interfacial. En la figura 2 se muestra esquemáticamente las fuerzas de cizalla y dilatacional sobre la interfase, las cuales determinan la viscosidad de cizallamiento y la dilatacional, respectivamente.
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Figura 2. Esquema de las fuerzas de corte y diltacional relacionadas con las mediciones de la viscosidad correspondientes en una interfase agua-aceite.
¿Cómo prevenir la formación de la emulsión agua en petróleo?
Las emulsiones se forman en el aparataje de producción del pozo y en las instalaciones de superficie debido al cizallamiento, por lo que es recomendable eliminar la turbulencia y remover el agua del aceite lo más pronto posible. Algunos recomiendan inyectar el surfactante a fondo de pozo para prevenir la formación de la emulsión. 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 o 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.
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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 emulsionación. Los químicos usados en las fracturas de la formación, estimulaciones de pozos, inhibición de corrosión, etc., frecuentemente causan problemas de emulsionación muy severos, por lo que existen también métodos para romperlas, tales como el calentamiento, aditivos químicos, tratamiento eléctrico y asentamiento. En los casos de bajo contenido de agua (< 10%) resulta ventajoso añadir agua en fondo de pozo antes que se produzca la emulsión porque así la emulsión formada será menos estable (el tamaño de gotas aumenta y se favorece la coalescencia).
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PROCEDIMIENTO
Para realizar el procedimiento se van a tener en cuenta tres pruebas, relación, eliminación y confirmación. Relación:
Llenar seis zanahorias de 100 mL con el crudo a analizar y agite. Enumerar las zanahorias y adicionar el rompedor Rx en las distintas relaciones (0.1, 0.2, 0.3, 0.4, 0.5) mL teniendo en cuenta de dejar una
muestra sin desemulsificante, la cual se denomina “blanco” y se utiliza
para comparar con las demás muestras durante la prueba. Tapar y agitar cada una Llevarlas al baño de temperatura durante 20 minutos a 60°C. Centrifugar a 1500 RPM durante 15 minutos. Leer el volumen separado de la emulsión, observar la claridad del agua separada y la interfase. Agregar dos gotas de desemulsificante y centrifugar durante diez minutos a 1500 RPM. Leer el volumen separado de la emulsión, observar la claridad del agua separada y la interfase. Agregar dos gotas de desemulsificante y centrifugar durante diez minutos a 1500 RPM. Observar si las dos lecturas obtenidas de volumen separado coinciden. Escoger la relación de desemulsificante que realizo la mejor separación de agua en cuanto a claridad, interfase y volumen. Desechar el contenido de cada zanahoria en el lugar respectivo, lavar con gasolina y secar.
Eliminación.
Llenar seis zanahorias hasta 100mL con crudo y de acuerdo a la concentración escogida agregar los cinco rompedores disponibles en el
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laboratorio, adicionando uno diferente en cada zanahoria dejando un blanco como referencia. Llevar a baño de temperatura durante 20 minutos a 60 °C. Centrifugar a 1500 RPM durante 15 minutos. Leer el volumen separado de la emulsión, observar la claridad del agua separada y la interfase. Agregar dos gotas de desemulsificante respectivo a cada zanahoria y centrifugar durante diez minutos a 1500 RPM. Leer el volumen separado de la emulsión, observar la claridad del agua separada y la interfase. Agregar dos gotas de desemulsificante respectivo a cada zanahoria y centrifugar durante diez minutos a 1500 RPM. Observar si las dos lecturas obtenidas de volumen separado coinciden. Escoger los dos desemulsificantes que realizaron la mejor separación de agua en cuanto a claridad, interfase y volumen. Desechar el contenido de cada zanahoria en el lugar respectivo, lavar con gasolina y secar.
Confirmación.
Llenar cuatro zanahorias de 100mL con crudo y adicionar los dos rompedores escogidos anteriormente en concentraciones +0.1 y -0.1 de la relación escogida. Llevar a baño de temperatura durante 20 minutos a 60 °C. Centrifugar a 1500 RPM durante 15 minutos. Leer el volumen separado de la emulsión, observar la claridad del agua separada y la interfase. Agregar dos gotas de desemulsificante respectivo a cada zanahoria y centrifugar durante diez minutos a 1500 RPM. Leer el volumen separado de la emulsión, observar la claridad del agua separada y la interfase. Agregar dos gotas de desemulsificante respectivo a cada zanahoria y centrifugar durante diez minutos a 1500 RPM. Observar si las dos lecturas obtenidas de volumen separado coinciden. Comprobar si la concentración de cada desemulsificante escogida anteriormente es la más adecuada.
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Desechar el contenido de cada zanahoria en el lugar respectivo, lavar con gasolina y secar.
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MUESTRA DE CÁLCULOS
Calculo de la cantidad de volumen a agregar de desemulsificante de acuerdo a la concentración en ppm deseada:
El porcentaje en volumen (V/V) implica una relación de dos medidas de volumen (mililitros a Litros, o Litros a Hectolitros, etc.) Por lo tanto, 500 ppm significan 500 µL (equivalentes a 0.500 mL) por cada Litro de solución, que traducido a % resulta en:
500 ppm (V/V) = (
) x 100% = 0.5 % (V/V)
Entonces si se tiene 100 mL de muestra crudo, se agregaran 0,5 mL de desemulsificante para cumplir con la concentración de 500 ppm.
Reporte de Resultados:
Cuando se finaliza el tratamiento de emulsiones es necesario reportar lo obtenido del mejor desemulsificante como: separación del crudo en porcentaje de volumen, separación del agua dada en porcentaje en volumen, contenido de agua en la parte superior, y contenido de agua en la parte inferior. Desemulsificante 5, concentración 500 ppm, 0,5 mL
-
Separación del crudo dado en porcentaje de volumen:
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-
Separación del agua dada en porcentaje en volumen:
-
Contenido de agua en la parte superior:
-
Contenido de agua en la parte inferior:
Esta muestra de cálculos, se realizó exclusivamente con el objeto de enseñar cómo se debe dar los reportes en el tratamiento de emulsiones. Se debe de tener en cuenta, que los valores expuestos de contenido de agua, hacen referencia a la cantidad de agua y sedimentos que arrojaron durante la prueba; por lo tanto en esta prueba se asume el contenido de agua separada es igual al BSW obtenido en cada prueba.
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TABLA DE RESULTADOS
Convenciones: Para un mejor manejo de la tabla se denominaron los procesos que se hicieron con letras: A= Lectura obtenida luego del calentamiento respectivo B= Lectura obtenida luego de centrifugar por primera vez C= Lectura obtenida luego de agregar rápidamente las 2 gotas de desemulsificante y centrifugar D= Lectura obtenida para comparar la anterior, agregando dos gotas y centrifugando (coincidan dos valores consecutivos)
Prueba de relación:
# Zanahoria
Cantidad de BSW separado (mL) Rx adicionado
ppm mL A 0 0 1 100 0,1 2 200 0,2 3 300 0,3 0,0025 4 400 0,4 0,15 5 500 0,5 0,5 6 Tabla 1. Volumen separado en la prueba de añadida.
B C D 1,4 1,4 1,4 1,6 1,8 1,8 1,8 2 2 2 1,9 1,9 3,5 3,7 3,7 5,6 6,5 6,5 relación dependiendo de la concentración
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# Zanahoria
Observaciones A
1
B Agua turbia, interfase No hay indefinida, separación 28,6 mL de emulsión turbia
2
Agua turbia, No hay interfase separación indefinida
3
Se ven gotas emulsionadas Agua turbia, en la muestra, interfase pero no hay indefinida separación
4
El agua separada es turbia, interfase indefinida
Agua turbia, interfase indefinida. 26 mL de emulsión
5
Agua clara, vemos crudo pegado a las paredes (no emulsificado)
Agua clara, interfase indefinida, 24,5 mL de emulsión
6
Agua turbia, interfase Agua clara, medio interfase definida, 23,4 indefinida mL de emulsión
C
D
Agua turbia, interfase indefinida, 28,2 mL de emulsión
Agua turbia, interfase indefinida, 28,2 mL de emulsión
Agua turbia, interfase indefinida. 27,2 mL emulsión definida Agua turbia, interfase indefinida. 25 mL de emulsión definida Agua clara, interfase definida. 26,2 mL de emulsión definida Agua turbia, interfase indefinida. 22 mL de emulsión definida Agua turbia, interfase indefinida. 21,5 mL emulsión definida
Agua turbia, interfase indefinida. 27,2 mL emulsión definida Agua turbia, interfase indefinida. 25 mL de emulsión definida Agua clara, interfase definida. 26,2 mL de emulsión definida Agua turbia, interfase indefinida. 22 mL de emulsión definida Agua turbia, interfase indefinida. 21,5 mL emulsión definida
Tabla 2. Observaciones en la prueba de relación, durante cada toma de datos.
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Prueba de eliminación:
Rompedor a utilizar 500 ppm (0,5 mL)
1 2 4 5 6
BSW separado (mL) A
B
C
7 11 7 15 17
23 23 20 24 24
23 23 20 24 24
Tabla 3. Volumen separado en la prueba de eliminación dependiendo del desemulsificante añadido.
Rompedor Observaciones utilizado 500 ppm (0,5 mL) A Agua turbia, interfase 1 definida Agua turbia, interfase 2 definida 4 5
B Agua clara, interfase definida Agua clara, interfase definida Agua clara, Agua turbia, interfase interfase bien indefinida definida Agua turbia, interfase Agua clara, definida, emulsión de Interfase definida crudo en agua
C Agua clara, interfase definida Agua clara, interfase definida Agua súper clara, interfase bien definida Agua clara, interfase definida
Agua blanco blanco lechoso, menos interfase 6 clara que antes. Interfase definida Tabla 4. Observaciones en la prueba de eliminación, durante cada toma de datos. Agua Agua turbia, interfase lechoso, definida definida
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Prueba de confirmación:
Rompedores seleccionados
4 5
Cantidad de Rx
BSW separado (mL)
Ppm
mL
A
B
C
D
400
0,4
10
20
20
20
600
0,6
17
20
21
21
400
0,4
20
20
22
22
600 0,6 19 24 23 23 Tabla 5. Volumen separado en la prueba de confirmación dependiendo del desemulsificante añadido y la concentración.
Cantidad de Rx
Observaciones
ppm
A
Rx
400
mL
0,4
4 600
0,6
B
Agua clara, Agua clara, interfase interfase definida. 3 mL definida de emulsión existente. Agua clara, Agua clara, interfase interfase definida. 4 mL definida de emulsión existente. Agua clara, Agua clara, interfase interfase definida definida
C
D
Agua clara, interfase definida, 2 mL de emulsión existente.
Agua clara, interfase definida, 2 mL de emulsión existente.
Agua turbia, interfase definida, 2 mL de emulsión.
Agua turbia, interfase definida, 2 mL de emulsión.
Agua clara, Agua clara, 400 0,4 interfase interfase definida definida 5 Agua clara, no Agua clara, no Agua clara, Agua clara, hay emulsión, hay emulsión, 600 0,6 interfase interfase interfase interfase definida definida definida definida Tabla 6. Observaciones en la prueba de confirmación, durante cada toma de datos.
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Cantidad Desemulsificante Concentración apropiada BSW apropiado apropiada para 100 mL de crudo
Observaciones
Agua clara, 500 ppm 0,5 mL 24 mL interfase 5 definida %agua Cont. De Cont. De agua Desemulsificante %crudo separado separada agua en en la parte apropiado la parte superior inferior 76% 24% 24 mL 2 mL 5 Tabla 7. Información del desemulsificante escogido para el tratamiento de emulsiones del crudo analizado. Estos resultados solo son aplicables para el tratamiento de emulsiones en el crudo preparado por el monitor del laboratorio.
Comportamiento del Rx 5 en el crudo preparado 30 25
BSW MAX
) L 20 m ( 15 W S B10
22
24
23
Comportamiento
5 1.4
0 0
200
400
600
800
Concentración de Rx 5 (ppm)
Gráfica 1. Comportamiento del desemulsificante 5 para el tratamiento de emulsión del crudo preparado.
El punto 0 ppm, corresponde al volumen separado del blanco en la prueba de relación, con objeto de tener un parámetro de comparación.
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CUESTIONARIO
1. ¿A qué se deben a que se formen las emulsiones? Para que se forme una emulsión es necesario la presencia de al menos dos líquidos inmiscibles, como el agua y el aceite, que hayan sido sometido a suficiente agitación (la mezcla bifásica de petróleo crudo y agua de formación se desplazan en el medio poroso a una velocidad del orden de 1 pie/día, lo que es insuficiente para que se forme una emulsión ) para dispersar uno de los líquidos en pequeñas gotas en el otro, a causa de todo el proceso al que es sometido cuando se intenta la extracción del yacimiento, y algunas veces un agente emulsionante para estabilizar las gotas dispersas en la fase continua. 2. ¿Qué indica la brillantez e intensidad del color en un crudo emulsionado? La brillantez e intensidad en el color del crudo indica que tan emulsionado se encuentra; entre más opaco sea su aspecto, habrá mayor cantidad de emulsión, si esta emulsión empieza un proceso de separación, el crudo será más brillante. 3. ¿Qué condición debe tener el agua que se separa del crudo emulsionado? Esta agua debe ser bastante clara, sin gotas de crudo inmersas, ni sedimentos, bien definida para de esta manera hacer una buena lectura, y generalmente salada. 4. Indique los métodos termo-mecánicos usados en la práctica. La prueba de botella fue esencialmente el método usado en esta práctica, el cual es un método termo-mecánico, ya que hay un paso de calentamiento y durante este mecánicamente ocurre una separación de agua libre. Además después de esto nuestras botellas (zanahorias) son llevadas a la centrifugación, que es un método mecánico.
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Figura 3. Prueba de botella
5. Nombre y explique los principios de los equipos utilizados en producción.
Una vez que el crudo es producido a nivel de fondo de pozo, la producción proveniente de los diferentes pozos se lleva a un múltiple de producción, compuesto a su vez por tres submútiples de acuerdo a la presión de línea en baja, alta y de prueba. Está constituido por tuberías de 6 pulgadas de diámetro a través delas cuales circula la mezcla gas-crudo-agua que pasará posteriormente a los separadores gas-líquido donde se elimina el gas disuelto. Luego, la emulsión pasa a un separador gravitacional para eliminar el agua libre y el crudo no emulsionado. La emulsión restante se lleva al sistema de tratamiento seleccionado para la aplicación de calor y/o corriente eléctrica, y finalmente el crudo separado pasa a un tanque de almacenamiento.
Figura 4. Representación esquemática de una estación de flujo para deshidratar crudo.
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Separador Gas-Liquido: El procedimiento consiste en que la mezcla de fluidos entrante choca con las placas de impacto o bafles desviadores a fin de promover la separación gas-líquido mediante la reducción de velocidad y diferencia de densidad. El número de separadores varía en función del volumen de producción de gas y petróleo en las estaciones.
Separador gravitacional: En el interior de estos recipientes que son de simple construcción y operación, se encuentran bafles para direccionar el flujo y platos de coalescencia. El agua es removida por la fuerza de gravedad y esta remoción provoca ahorros en el uso de combustible de los calentadores. Un calentador requiere de 350 Btu para calentar un barril de agua en 1°F, pero solamente requiere 150 Btu para calentar 1 barrilde crudo en 1°F. El calentamiento de agua, aparte de que es un desperdicio de energía provoca problemas de incrustación y requiere del uso adicional de tratamiento químico muy costoso para prevenir la incrustación.
Calentadores: Los tratadores-calentadores pueden ser de tipo directo e indirecto en función de la forma en que se aplica el calor. En los calentadores de tipo directo el calor es transferido por contacto directo de la corriente alimentada con la superficie interna del calentador. Aunque este tipo presenta problemas de sedimentos y de corrosión pueden manejar mayores volúmenes de fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos. Operan eficientemente en procesos de baja presión y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos. En los calentadores de tipo indirecto el proceso de transferencia de calor se efectúa mediante un baño de agua caliente, en el cual se encuentra sumergida la tubería que transporta la emulsión. Este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosión y son utilizados en instalaciones donde es posible recuperar calor, tales como el gas caliente de salida de las turbinas.En general, sea directo o no, su objetivo es: En general el calentamiento ya sea de tipo directo o indirecto tiene las siguientes ventajas: Reducir la viscosidad de la fase continua, incrementar el movimiento browniano y la colisión de las gotas de agua para su coalescencia, incrementa la diferencia de densidad entre la salmuera y el crudo, promover una mejor distribución del desemulsificante, disolver las parafinas cristalizadas que le dan estabilidad a las emulsiones, debilitar la película de emulsionante que rodea a las gotas de agua. Coalescedores electrostáticos: Los procesos de deshidratación electrostática consisten en someter la emulsión a un campo eléctrico intenso, generado por la
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aplicación de un alto voltaje entre dos electrodos. Este dispositivo, generalmente tiene características similares a los de los equipos de separación mecánica presurizados, añadiendo a éstos el sistema de electrodos y de generación de alto voltaje. La aplicación del campo eléctrico sobre la emulsión induce a la formación de dipolos eléctricos en las gotas de agua, lo que origina una atracción entre ellas, incrementando su contacto y su posterior coalescencia. Como efecto final se obtiene un aumento del tamaño de las gotas, lo que permite la sedimentación por gravedad.
6. ¿Por qué la centrifugadora debe ir a 1500 rpm? Dentro de los factores que influyen en la estabilidad de las emulsiones se encuentra el régimen de flujo. Este factor determina el grado de agitación al cual está siendo sometida la muestra y básicamente influye en la formación de la emulsión. La centrifuga debe hacer girar las zanahorias de tal manera que la agitación interna sea capaz de separar el agua que se encuentra como fase dispersa dentro del crudo (fase continua). La velocidad de la centrifugadora debe ser proporcional al peso del fluido contenido en las zanahorias, así es posible establecer un control de giro y evitar que las muestras se derramen o las zanahorias se rompan en el interior de la centrifugadora. La velocidad angular se determina de acuerdo al diámetro de giro. Mediante la siguiente fórmula: v
1335
rcf d
Donde, v : Velocidad angular en rpm (revoluciones por minuto) rcf : Es la fuerza centrífuga relativa d : Es el diámetro de giro en milímetros. Una fuerza centrífuga relativa de 600 es suficiente, en un diámetro de giro de 410 milímetros para separar los dos líquidos inmiscibles agua-crudo seco.
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ANÁLISIS DE RESULTADOS
La muestra a analizar es una emulsión preparada de crudo tempranillo norte 1 con agua debido a que al realizar la prueba de BSW con centrifugado no se reportó ningún valor. Se determinó al finalizar la prueba de relación que la cantidad más adecuada de desemulsificante Rx corresponde al valor de 5 mL debido a que ésta provocó una separación de 6.5 mL de BSW. En la zanahoria #4 se obtiene en la prueba de relación agua más clara que la de la zanahoria # 6, aun así se prefiere la concentración de la muestra # 6 debido a que presenta más cantidad de agua separada. Algunas de las muestras observan separación de agua turbia, esta percepción se ve afectada por el crudo que se adhiere a las paredes de la zanahoria dando la impresión de un tono más oscuro en el agua Se determina en la prueba de eliminación que los rompedores más adecuados con una concentración de 500 ppm son los 4 y 5 reportando cantidades de agua separada de 20 mL y 24mL. El rompedor 6 también reporta un valor de de 24mL de agua separada, aun así no es escogido debido a que es agua lechosa. En la prueba de confirmación se presentan los rompedores 4 y 5 escogidos anteriormente en concentraciones de 400,500 y 600 ppm de cada uno, para hallar el que cumpla mejores características desemulsificantes. Se escoge el desemulsificante # 5 con una concentración de 500 ppm el más adecuado para separar el agua presente en la muestra, debido a que este arroja mejores resultados tanto en cantidad con un volumen de 24 mL como en calidad, dando como resultado agua clara.
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CONCLUSIONES
Un desemulsificante opera en la zona de interfaz agua-crudo de las emulsiones, provocando una disminución de la superficie de energía libre para que la fase dispersa de agua pueda formar una fase continua y de esta manera poder separarse por diferencia de gravedad. En ocasiones la mayor concentración de surfactante resulta no ser eficiente además de formar una tercera fase convirtiéndose en un problema adicional. Se determina a través de las tres pruebas (relación, eliminación, confirmación) que la mejor concentración y el mejor desemulsificante para eliminar las emulsiones que contenga el crudo del campo Dina- Cretáceo es el rompedor #5 a 4000ppm. La transparencia de agua y la cantidad ayudan a determinar el rompedor más eficaz para la muestra, estos son factores fundamentales a la hora de elegir el desemulsificante más adecuado. En la industria tiene gran relevancia el tratamiento de emulsiones para poder separar el agua del crudo y de esta manera evitar multas y gastos adicionales. Algunos factores que aumentan las formación de emulsiones son los métodos de recobro. Debido a la variación en el comportamiento de los distintos crudos, cada uno tiene un rompedor y concentración diferente para realizar una separación eficaz. El uso excesivo de rompedor puede llegar a causar una emulsión aun más difícil de romper.
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BIBLIOGRAFÍA Guías de Laboratorio http://www.api.org/ Norma D-287 92
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