UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA

EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

Tema: “OPTIMIZACIÓN DE UN DESHIDRATADOR ELECTROSTÁTICO

PARA CRUDO, EN UN CENTRO DE FACILIDADES DE PRODUCCIÓN

(CPF), UTILIZANDO SOFTWARE ESPECIALIZADO”

TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE

TECNÓLOGA DE PETRÓLEOS.

Autora:

KAREN TATIANA ARCOS RON.

Director de tesis:

ING. FAUSTO RAMOS.

QUITO - ECUADOR

2010

III

DECLARACIÓN

Del contenido de la presente Tesis se responsabiliza la señorita KAREN TATIANA

ARCOS RON, todo el contenido del presente trabajo es de mi autoría y responsabilidad.

______________________________________

KAREN TATIANA ARCOS RON.

C.I. 1500849706

IV

CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR

Certifico que bajo mi dirección el presente trabajo fue realizado en su totalidad por

KAREN ARCOS RON.

______________________________________

Ing. Fausto Ramos Aguirre. M.Sc.

DIRECTOR DE TESIS

 

VI

DEDICATORIA

Este trabajo se lo dedico a DIOS, por ser el pilar fundamental de mi vida, quien me ha

regalado la sabiduría para hacer realidad mis ideales de superación profesional, como

también la fuerza necesaria para seguir adelante en todo momento y por saber guiarme

por el camino correcto.

Con inmenso cariño y gratitud dedico esta tesis a mis Padres, que con esfuerzo,

sabiduría, comprensión, paciencia y con mucho amor me han sabido guiar y apoyar

durante toda mi vida gracias a ellos he podido lograr las metas que me he propuesto.

A mis queridas hermanas y sobrina por su gran ayuda y apoyo en todo momento.

A mis amigos y novio que con sus consejos, apoyo y compresión me han ayudado a

seguir adelante y continuar en esta carrera.

Para todos ellos va dirigido este trabajo.

Karen Arcos Ron.

VII

AGRADECIMIENTO

Principalmente quiero agradecer a DIOS, que me ha bendecido con mi familia, la salud

y por darme la oportunidad de cumplir mis sueños y culminar una etapa más de mi vida.

A mis Padres por ser siempre el apoyo y la inspiración de seguir adelante.

A la UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL que me brindo la oportunidad

de educarme y adquirir los conocimientos para ser una profesional de bien.

Mi agradecimiento al Decano de la Facultad de Ciencias de la Ingeniería, Ing. Jorge

Viteri Moya, por la atención y ayuda que me brindo en el transcurso de mis estudios en

esta prestigiosa Universidad.

Un agradecimiento muy especial al Ing. Fausto Ramos, quien me supo guiar durante la

realización de mi tesis de manera muy objetiva y transparente, brindándome sus

conocimientos y consejos que han sido de mucha ayuda para culminar con éxito este

proyecto.

A mis profesores de toda la carrera de Tecnología de Petróleos, que compartieron todos

sus conocimientos y me brindaron una buena formación.

Karen Arcos Ron.

VIII

RESUMEN

La industria petrolera ecuatoriana en su fase de producción de crudos, tiene que

modernizarse para aplicar las mejores tecnologías que permitan con eficiencia y eficacia

optimizar los recursos y entregar el producto con las especificaciones que determina las

normativas técnicas y los reglamentos de leyes como es el Acuerdo 014 del Ministerio

de Recursos Naturales No Renovables.

El presente trabajo trata acerca de la optimización de un equipo de deshidratación

electrostática de crudos el que está instalado en las facilidades de producción de la

Empresa AGIP Oil Ecuador (AOE) que opera en el bloque 10 en la Provincia de

Pastaza, para lo cual se describen los procesos de tratamiento térmico, físico, químico y

eléctrico que se compendia en este solo equipo, luego se identifican las principales

variables de operación que pueden ser manejadas por un software diseñado por la autora

del trabajo en base Excel lo que permitirá determinar los valores de estas variables que

deben introducirse al sistema SCADA que maneja las operaciones de manera

automática, esto cada vez que las condiciones físico-químicas de los crudos a tratarse

varíen. Como resultados del presente estudio se determina que la temperatura de

operación del equipo puede disminuir, similar el tiempo de residencia del crudo en el

equipo, se justifica así la optimización de recursos cuando la operadora puede disminuir

a la mitad el tiempo de residencia y la cantidad de calor suministrada al sistema lo cual

le permitirá tratar el doble de flujo de crudo que el actual, sin necesidad de incrementar

el número de deshidratadores y disminuir la cantidad de combustible utilizado para el

calentamiento.

IX

El Sistema SCADA es un software de control y adquisición de datos de campo de

manera automatizada, pero no optimiza; existen otros tipos de software con este

objetivo.

En este trabajo se demuestra que con los conocimientos adquiridos en la carrera

universitaria se identifican las variables críticas del proceso las mismas que pueden ser

simuladas y calculadas cada vez que las características de los crudos cambien.

Los deshidratadores electrostáticos son los equipos más eficientes para lograr retirar

residuos de agua de formación y principalmente el agua emulsionada en el crudo para

que este cumpla con la especificación para el transporte ya que debe contener menos de

0,5% de agua. Un solo deshidratador puede reemplazar o otros equipos que

actualmente realizan por separados los tratamientos físicos por gravimetría, químicos

por inyección de demulsificantes, térmicos por adición de calor, todo esto en mucho

menor tiempo, así, el tratamiento combinado térmico, gravimétrico y químico necesita

de 4 a 6 horas para deshidratar, este equipo requiere de 20 a 30 minutos, para nuestro

caso de estudio y por las características de tratar un crudo semipesado (API 19,9) se

obtiene un tiempo de tratamiento de 38 a 40 minutos.

Actualmente los crudos ecuatorianos son ya crudos pesados y contienen altos % de

BS&W, los equipos que existen en las facilidades de superficie especialmente de las

empresas Petroleras Estatales fueron diseñados para tratar crudos livianos y con bajos

cortes de agua por lo que es indispensable modernizar los tratamientos, para ello un

equipo indispensable es un deshidratador electrostático, de allí la importancia del

conocimiento y optimización del uso de este equipo.

X

SUMMARY

Ecuadorian oil industry in your production phase of crude oil, needs to modernize to

apply the best technologies to efficiently and effectively to optimize resources and

deliver product specifications to determine the technical standards and regulations for

laws such as the 014 Agreement Ministry of Exhaustible Natural Resources.

This work deals with the optimization of a team of electrostatic dehydration of crude

which is installed in production facilities of Agip Oil Ecuador to operate the Block 10 in

Pastaza Province, for which describes the thermal treatment processes, physical,

chemical and electrical is summarized in this single computer, then identifies key

operating variables that can be handled by software designed by the author of the work

based on Excel what will determine the values of these variables to be made to the

SCADA system that handles transactions automatically, that whenever the physical-

chemical conditions of the crude to be vary. As a result of this study determined that the

operating temperature of the computer may decrease, similar residence time of oil in the

computer, it justifies the optimization of resources when the operator can reduce by half

the residence time and the amount of heat supplied to the system which allows you to

treat the flow of oil twice the current, without increasing the number of dryers and

decrease the amount of fuel used for heating.

The SCADA system is software for data acquisition and control of automated field, but

not optimized, there other types of software for this purpose.

XI

This paper shows that the knowledge acquired at university identified the critical

variables of the same process can be simulated and calculated each time the

characteristics of the raw change Electrostatic dehydrators are the most efficient

equipment to remove waste water to achieve training and mainly water emulsified in the

oil so that it complies with the specification for transport to contain less than 0.5%

water. One can replace dryer or other equipment currently carried out by separate

gravimetrically physical treatments, chemical demulsifiers injection, thermal heat by

adding all this in much less time, thus, combination therapy thermal gravimetric and

chemical needs 4-6 hours dehydrated, this equipment requires 20-30 minutes for our

case study and the characteristics of treating a heavyweight oil (19.9 API) gives a

treatment time of 38-40 minutes.

Ecuadorians are currently crude and heavy crude oil and contain high % of BS&W, the

teams that exist in the surface facilities especially the state oil company were designed

to treat light crude with low water cut so it is essential to modernize the treatments, for

it is an indispensable equipment electrostatic dehydrator, hence the importance of

knowledge and optimizing the use of this equipment.

XII

ÍNDICE GENERAL

CARÁTULA .................................................................................................................... II

DECLARACIÓN ............................................................................................................ III

CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR ............................................................................ IV

CARTA DE LA EMPRESA ............................................................................................ V

DEDICATORIA ............................................................................................................. VI

AGRADECIMIENTO ...................................................................................................VII

RESUMEN ................................................................................................................... VIII

SUMMARY ..................................................................................................................... X

ÍNDICE GENERAL ......................................................................................................XII

ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................................ XIX

ÍNDICE DE ECUACIONES ...................................................................................... XXII

ÍNDICE DE TABLAS .............................................................................................. XXIII

ÍNDICE DE ANEXOS .............................................................................................. XXIV

XIII

INDICE DE CONTENIDOS

CAPÍTULO I ..................................................................................................................... 1

1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 1

1.1. Problema ............................................................................................................ 4

1.2. Planteamiento del problema ............................................................................... 4

1.3. Objetivo General ................................................................................................ 5

1.4. Objetivos Específicos ......................................................................................... 5

1.5. Justificación........................................................................................................ 6

1.6. Hipótesis General ............................................................................................... 7

1.7. Hipótesis Específicas ......................................................................................... 7

1.8. Metodología ....................................................................................................... 7

1.8.1. Método Analítico ........................................................................................ 8

1.8.2. Método de Campo ....................................................................................... 8

1.8.3. Métodos Empíricos ..................................................................................... 8

1.9. Variables: ........................................................................................................... 9

CAPÍTULO II ................................................................................................................. 10

2. GENERALIDADES ............................................................................................... 10

2.1. El agua en el crudo .......................................................................................... 11

2.1.1. Como agua libre ........................................................................................ 11

2.1.2. Como agua emulsionada ........................................................................... 12

2.2. Emulsión .......................................................................................................... 12

2.2.1. Formación de emulsiones .......................................................................... 13

2.3. Tipos de agentes emulsificantes ....................................................................... 16

2.3.1. Características de los agentes emulsificantes ............................................ 19

XIV

2.4. Tipos de emulsiones ......................................................................................... 19

2.4.1. Agua en petróleo. (W/O) ........................................................................... 20

2.4.2. Petróleo en agua (O/W) ............................................................................. 20

2.4.3. Petróleo en agua y esto en petróleo. (O/W/O) .......................................... 20

2.4.4. Agua en petróleo y esto en agua. (W/O/W) .............................................. 21

2.5. Factores que determinan el tipo de emulsión ................................................... 21

2.6. Factores que influyen en la estabilidad de las emulsiones ............................... 22

2.6.1. Viscosidad del petróleo ............................................................................. 23

2.6.2. Temperatura .............................................................................................. 23

2.6.3. Contenido de agua ..................................................................................... 24

2.6.4. Edad de una emulsión ............................................................................... 24

2.6.5. Agente emulsionante ................................................................................. 25

2.6.6. Residuos de carbón ................................................................................... 25

2.6.7. Cargas eléctricas ....................................................................................... 25

2.6.8. Exposición al aire ...................................................................................... 25

2.6.9. Tamaño de las gotas .................................................................................. 26

2.6.10. Velocidad de asentamiento o ascenso de la gota. ................................... 27

2.6.11. Tensión interfacial ................................................................................... 29

2.6.12. Viscosidad de la fase externa .................................................................. 29

2.6.13. Relación de volumen de fases ................................................................. 29

2.6.14. pH. ........................................................................................................... 30

2.6.15. Salinidad de la salmuera.......................................................................... 30

2.6.16. Tipo de aceite .......................................................................................... 30

2.6.17. Diferencia de densidad ............................................................................ 31

XV

2.6.18. Presencia de cationes............................................................................... 31

2.6.19. Propiedades reológicas interfaciales ....................................................... 31

2.7. Prevención de la formación de la emulsión agua -petróleo ............................. 33

2.8. Mecanismo de ruptura de la emulsión Agua - Petróleo ................................... 35

2.8.1. Etapa 1. Acercamiento macroscópico de las gotas ................................... 35

2.8.2. Etapa 2. Drenaje de la película. ................................................................. 37

2.8.3. Etapa 3. Coalescencia................................................................................ 38

CAPÍTULO III ................................................................................................................ 40

3. PROCESOS DE DESHIDRATACIÓN .................................................................. 40

3.1. Deshidratación estática..................................................................................... 40

3.2. Deshidratación dinámica .................................................................................. 41

3.3. Métodos para la deshidratación dinámica ....................................................... 41

3.3.1. Método gravimétrico o gravitacional ........................................................ 42

3.3.2. Método térmico ......................................................................................... 43

3.3.2.1. Tratadores de tipo directo................................................................... 44

3.3.2.2. Tratamiento indirecto ......................................................................... 44

3.3.2.3. Ventajas en general tratamiento directo e indirecto ........................... 44

3.3.2.4. Desventajas tratamiento directo e indirecto ....................................... 45

3.3.3. Método químico ........................................................................................ 45

3.3.3.1. Acción de la química deshidratante ................................................... 46

3.3.3.2. Propiedades de un buen desmulsificante............................................ 50

3.3.3.3. Clasificación de un desemulsificante o surfactante ........................... 50

3.3.3.3.1. Según la carga ............................................................................. 50

3.3.3.3.2. Según la solubilidad en agua o aceite ......................................... 51

XVI

3.3.3.4. Evaluación de químicas-laboratorio ................................................... 51

3.3.3.5. Pruebas de botellas ............................................................................. 52

3.3.3.5.1. Toma de las muestras .................................................................. 54

3.3.3.5.2. Evaluación de la prueba de botella.............................................. 54

3.3.3.6. Sistema de inyección de químicos ..................................................... 56

3.3.3.7. Ventajas del tratamiento químico....................................................... 57

3.3.3.8. Desventajas del tratamiento químico ................................................. 57

3.3.4. Método mecánico .................................................................................. 57

3.3.4.1. Lavado de la emulsión ....................................................................... 58

3.3.4.2. Agitación de la emulsión .................................................................... 59

3.3.4.3. Centrifugación .................................................................................... 59

3.3.4.4. Filtrado ............................................................................................... 59

3.3.4.5. Reposo ................................................................................................ 59

3.3.5. Método eléctrico........................................................................................ 60

3.3.5.1. Propiedades en las que actúa un deshidratador electrostático ............ 61

3.3.5.2. Partes de un deshidratador electrostático ........................................... 61

3.3.5.3. Variables de operación de un deshidratador electrostático ................ 63

3.3.5.4. Variables de control de un deshidratador electrostático .................... 63

3.3.5.5. Principio de la deshidratación electrostática ...................................... 63

3.3.5.6. Acción del campo eléctrico de un deshidratador electrostático ...... 65

3.3.5.7. Ventajas de la deshidratación electrostática ....................................... 67

3.3.5.8. Desventajas ........................................................................................ 68

3.3.5.9. Procedimiento de optimización de un deshidratador electrostático

horizontal. ....................................................................................................... 69

XVII

CAPÍTULO IV ................................................................................................................ 77

4. AGIP OIL ECUADOR B.V (AOE) ....................................................................... 77

4.1. Ubicación del Bloque 10 .................................................................................. 78

4.2. Consideraciones ambientales ........................................................................... 79

4.3. Caracterización del crudo del campo Villano Alfa .......................................... 79

4.4. Resultados de pruebas de demulsificación ....................................................... 80

4.5. Instalaciones en Agip Oil Ecuador .................................................................. 81

4.5.1. Plataforma Villano A ................................................................................ 81

4.5.2. Plataforma Villano B................................................................................. 81

4.5.3. Flowline .................................................................................................... 81

4.5.4. Centro de Facilidades de Producción (CPF) ............................................. 82

4.5.5. Línea secundaria (Secondary Line) ........................................................... 83

4.6. CPF. Generalidades .......................................................................................... 83

4.6.1. Producción ................................................................................................ 84

4.6.2. Generación ................................................................................................ 86

4.7. Calentador de fuego directo - deshidratador electrostático (Heater Treater)

CF15HF1001A/B/C/D/E: Accesorios Clase ANSI 150. Ref.: P&IDs CF-226J-

04/05/06/07/15 ........................................................................................................ 87

4.7.1. Funcionamiento del deshidratador electrostático en CPF ......................... 87

4.7.2. Partes internas del deshidratador electrostático de AOE .......................... 89

4.8. Software especializado .................................................................................... 91

4.8.1. Modelación ................................................................................................ 91

4.8.2. Simulación ................................................................................................ 91

4.8.2.1. Simulación de procesos ...................................................................... 91

XVIII

4.8.2.2. Simuladores de procesos químicos .................................................... 93

4.9. Cálculo de comprobación del deshidratador electrostático de Agip Oil Ecuador

................................................................................................................................. 95

CAPÍTULO V ............................................................................................................... 107

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................... 107

5.1. Conclusiones .................................................................................................. 107

5.2. Recomendaciones ........................................................................................... 110

GLOSARIO DE TÉRMINOS ....................................................................................... 112

BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................................... 119

XIX

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura No. 2.1: Dos líquidos inmiscibles ........................................................................ 12 

Figura No. 2.2: Partes de una emulsión .......................................................................... 13 

Figura No. 2.3: Estimación de agua emulsionada vs. Contenido en crudo ..................... 15 

Figura No. 2.4: Condiciones para formar emulsiones .................................................... 16 

Figura No. 2.5: Representación de la estabilización de una gota de agua por agentes

emulsificantes presentes en el crudo ............................................................................... 18 

Figura No. 2.6: Efecto de los agentes emulsificantes en la tensión superficial .............. 19 

Figura No. 2.7: Tipos de emulsiones .............................................................................. 21 

Figura No. 2.8: Absorción del agente emulsionante en la interfase petróleo-agua......... 26 

Figura No. 2.9: Esquema de los factores físico–químicos relacionados con las

interacciones entre dos gotas de fase dispersa en una emulsión W/O ............................ 32 

Figura No. 2.10: Esquema de las fuerzas de corte y dilatación al relacionarlas con las

mediciones de las viscosidades correspondientes en una interfase agua-aceite ............. 33 

Figura No. 2.11: Variación del factor de STOKES con la temperatura y la gravedad

API .................................................................................................................................. 36 

Figura No. 2.12: Efecto del drenaje de la película sobre la concentración de surfactantes

naturales .......................................................................................................................... 37 

Figura No. 2.13: Efecto de la concentración superficial sobre la variación en la tensión

interfacial en el interior de la película drenada ............................................................... 38 

Figura No. 2.14: Proceso de desestabilización de una emulsión mediante inyección de

química ............................................................................................................................ 39 

Figura No. 3.1: Deshidratación estática de crudos .......................................................... 40 

Figura No. 3.2: Deshidratación dinámica de crudos ....................................................... 41 

XX

Figura No. 3.3: Afinidad Surfactante .............................................................................. 51 

Figura No. 3.4: Procedimiento para la realización de la prueba de botella .................... 53 

Figura No. 3.5: Acción del deshidratante dosificado en las pruebas de botella en un

mapa de estabilidad formulación .................................................................................... 53 

Figura No. 3.6: Porcentaje de eficiencia del tratamiento químico normal ...................... 55 

Figura No. 3.7: Porcentaje de eficiencia del tratamiento químico sobre-tratado ........... 56 

Figura No. 3.8: Partes de un deshidratador electrostático ............................................... 62 

Figura No. 3.9: Vista lateral de un deshidratador ........................................................... 62 

Figura No. 3.10: Modelo triangular de una molécula de agua ........................................ 64 

Figura No. 3.11: Desplazamiento de las cargas al ser sometidas a un campo eléctrico . 65 

Figura No. 3.12: Micro fotografía de una emulsión tomada a 1200 imágenes por

segundo en un deshidratador electrostático ..................................................................... 67 

Figura No. 3.13: Temperatura en función a la viscosidad del crudo .............................. 70 

Figura No. 3.14: Relación entre el diámetro de la gota y viscosidad del crudo, sugerida

para el diseño de tratadores de crudo .............................................................................. 74 

Figura No. 4.1: Ubicación Bloque 10 ............................................................................. 78 

Figura No. 4.2: Heater Treater en el CPF ....................................................................... 89 

Figura No. 4.3: Parrillas electrostáticas .......................................................................... 89 

Figura No. 4.4: Entrada del fluido .................................................................................. 90 

Figura No. 4.5: Extractor de niebla ................................................................................. 90 

Figura No. 4.6: Coalescedor tipo aleta, sección de coalescencia del deshidratador ....... 90 

Figura No. 4.7: Longitud del equipo vs diámetro a diferentes temperaturas con el tiempo

de retención de AGIP .................................................................................................... 100 

XXI

Figura No. 4.8: Longitud del equipo vs diámetro a diferentes temperaturas con el

tiempo de retención optimizado .................................................................................... 103 

Figura No. 4.9: Tiempo de retención vs diámetro del equipo para verificar el tiempo

de retención óptimo ....................................................................................................... 104 

XXII

ÍNDICE DE ECUACIONES

Ecuación No. 2.1: Diámetro de la gota de agua coalescida ............................................ 27 

Ecuación No. 2.2: Velocidad de asentamiento o ascenso de la gota ............................... 28 

Ecuación No. 2.3: Velocidad de Sedimentación de STOKES ........................................ 35

Ecuación No. 3.1: Porcentaje de eficiencia ..................................................................... 55 

Ecuación No. 3.2: Dosis de tratamiento .......................................................................... 56 

Ecuación No. 3.3: La fuerza de atracción entre las gotas de agua en un campo

eléctrico ........................................................................................................................... 66 

Ecuación No. 3.4: Viscosidad del crudo a la entrada ...................................................... 69 

Ecuación No. 3.5: Diámetro de la gota de agua .............................................................. 70 

Ecuación No. 3.6: Asentamiento de la gota .................................................................... 71 

Ecuación No. 3.7: Tiempo de retención .......................................................................... 71 

Ecuación No. 3.8: Calor requerido .................................................................................. 72 

Ecuación No. 3.9: Velocidad del flujo de parrillas ......................................................... 72 

Ecuación No. 3.10: Área óptima de las parrillas ............................................................. 73 

Ecuación No. 3.11: Calor necesario para aumentar la temperatura del fluido ................ 75 

XXIII

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla No. 1.1: Datos del Pozo Sacha 107 ......................................................................... 2

Tabla No. 3.1: Tipo de corriente, constante “C” ............................................................. 73 

Tabla No. 3.2: Datos del tipo de emulsión en función del diámetro de la gota de agua a

ser decantada del crudo ................................................................................................... 75 

Tabla No. 3.3: Datos de temperatura en función al tipo de emulsión ............................. 75

Tabla No. 4.1: Propiedades físicas del crudo villano-8 .................................................. 80 

TABLA No. 4.2: Datos referenciales de salida del crudo de Villano Alfa ..................... 82 

Tabla No. 4.3: Valores de crudo registrados al ingreso del CPF .................................... 86 

Tabla No. 4.4: Cálculo de la viscosidad del crudo a diferentes temperaturas. (cP) ........ 97 

Tabla No. 4.5: Cálculo de la gota de agua a ser decantada del crudo a diferentes

temperaturas (micrones) .................................................................................................. 97 

Tabla No. 4.6: Cálculo de la esbeltez del equipo a diferentes temperaturas ................... 98 

Tabla No. 4.7: Resultados de las propiedades físicas del crudo a diferentes

temperaturas .................................................................................................................... 98 

Tabla No. 4.8: Resultados del diámetro teórico del equipo a diferentes temperaturas

y longitudes efectivas ...................................................................................................... 99 

Tabla No. 4.9: Resultados del diámetro teórico del equipo a diferentes temperaturas

y longitudes efectivas .................................................................................................... 102 

Tabla No. 4.10: Iteraciones para determinar el tiempo de retención óptimo de

acuerdo al diámetro real del equipo .............................................................................. 104 

Tabla No. 4.11: Velocidad del crudo a la entrada del deshidratador ............................ 105

XXIV

ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo No. 1: Acuerdo Ministerial No. 014 .................................................................. 121 

Anexo No. 2: Hoja Técnica y MSDS de un Desmulsificante ....................................... 123 

Anexo No. 3: Diagrama de Flujo CPF AGIP OIL - Proceso Actual en CPF- Bloque 10

....................................................................................................................................... 128 

Anexo No. 4: Diagrama del CPF en el Sistema SCADA ............................................. 129 

Anexo No. 5: Diagrama de Procesos del Campo Villano Alfa en el Sistema SCADA

....................................................................................................................................... 130 

Anexo No. 6: Instrumentación de Seguridad del Heater Treater (Deshidratador

Electrostático) ............................................................................................................... 131 

Anexo No. 7: Partes de un Deshidratador Electrostático .............................................. 132 

Anexo No. 8: Diagrama de un Heater Treater en el Sistema SCADA ........................ 133 

Anexo No. 9: Informe de Resultados de Caracterización Físico-Químico del Petróleo de

AOE .............................................................................................................................. 134 

Anexo No. 10: Diagrama de Flujo (Deshidratación de Crudos) e Inyección de

Desmulsificantes ........................................................................................................... 135 

Anexo No. 11: Approximate Specific Gravity of Petroleum Fractions ........................ 136 

Anexo No. 12: Procedimiento del software especializado (Base Excel) ...................... 137 

CAPÍTULO I

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

Al inicio de la producción petrolera ecuatoriana los crudos extraídos en los diferentes

campos tenían cortes de agua muy bajos, entre 3- 4 % del fluido total y con º API entre

25 a 29, por lo que las facilidades de superficie se diseñaron para operaciones y equipos

que realicen la separación primaria de agua libre de formación por métodos estático y

mecánicos como separación en tanques de almacenamiento por simple sedimentación y

separación en equipos bifásicos, esta infraestructura permanece en servicio hasta la

presente fecha.

Actualmente los pozos existentes en la mayoría de campos en la zona oriental

ecuatoriana, son campos maduros, es decir que se ha extraído de ellos más de la mitad

de sus reservas probadas, esto hace que la producción de cada uno decline y se tenga

cortes de agua del 45 al 65 % de lo cual por lo menos el 2 al 3 % esta como agua

emulsionada.

Se ejemplifica así:

La estructura Sacha fue inicialmente probada con la perforación del pozo Sacha 1, el 21

de enero de 1969, produciendo crudo de 30º API a una tasa de 1328 BPPD con un corte

de agua del 5,6 %v de la formación Hollín a 10160 pies de profundidad. El pozo Sacha

1 el cual ya no está en producción, hasta febrero de 1998 registró un acumulado de

7’327.000 barriles.

2

En la actualidad las condiciones de un pozo del campo Sacha, se presenta en la Tabla 1.

Tabla No. 1.1: Datos del Pozo Sacha 107

FUENTE: Petroproducción. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.

El bloque 15 tiene un producción acumulada diaria de alrededor de 100 mil BPPD, de

un crudo pesado de entre 18.5 y 29.6 º API. El campo Edén Yuturi que es una de sus

campos, tiene 85 pozos productores, cuya producción acumulada fluctúa entre 58.500 y

60.000 barriles de petróleo por día (BPPD) con 19.7 ºAPI del campo, además alrededor

de 230.000 barriles de agua por día cuya gravedad específica esta en un promedio de

0.9626 y aproximadamente de 7.55 millones de pies cúbicos estándar por día

(MMPCS/día) de gas con una gravedad específica de 0.735.

DATOS DE CAMPO POZO SACHA 107

DATOS VALOR UNIDADESQo 250 [BPPD] Qw 410 [BAPD] Qt 660 [BFPD] BS&W (contenido de agua y sedimentos) 62.1 [%] GOR (relación gas- petróleo) 270 [SCF/B] POROSIDAD (Φ) 12.0 [%] RADIO DEL CASING (rw) 7 [pg] TEMPERATURA DEL YACIMIENTO (Ty) 217 [ºF] FACTOR VOLUMÉTRICO (Bo) 1.1437 [By/Bn] API PRODUCIDO 26.4 [API] GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS ( γg) 1.1335 PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE 1500 [psi] PRESIÓN ESTÁTICA 1740 [psi] PRESIÓN EN EL PUNTO DE BURBUJA 1310 [psi] PERMEABILIDAD 430 [md]

3

Otro dato de importancia es el de la viscosidad del crudo que al momento de ingresar a

los separadores de agua libre es de alrededor de 12.9 cP a 180 ºF.

Estos ejemplos actualizados nos indican la necesidad de introducir procesos de

deshidratación de crudos, especialmente para extraer el agua emulsionada y estos son

mediante la deshidratación electrostática, que es el método más efectivo y versátil.

La función de los deshidratadores es contrarrestar la acción estabilizante de los agentes

emulsionantes presentes en el crudo, tales como surfactantes naturales, asfaltenos,

resinas y sólidos que se forman por la precipitación de sales de estos compuestos. El

agua emulsionada está presente dentro del crudo en partículas de diámetros menores a

0,0001 mm por ello la dificultad de extraerla por métodos convencionales y se necesita

combinar tratamientos mecánicos, físicos, químicos y eléctricos.

Existen varias razones para eliminar el agua del crudo (en general, a menos del 1%).

Entre las más importantes destacan el aumento del costo del transporte y bombeo, la

corrosión en las instalaciones de transporte y de refinación, la demanda de calor para los

tratamientos, la acumulación de electricidad estática durante el transporte de crudos. La

presencia de agua es un parámetro de seguridad industrial a ser tomado en cuenta.

La presente investigación tiene por objeto optimizar un deshidratador electrostático a fin

de conocer los límites de trabajo para obtener un resultado óptimo y poder transportar el

crudo a través de las tuberías dentro de los rangos establecidos. Por la ley (Acuerdo

Ministerial 014, aplicado por la Dirección Nacional de Hidrocarburos).

4

1.1. Problema

El crudo extraído de los pozos petroleros actualmente tiene altos cortes de agua libre

como agua de formación y cantidades considerables de agua emulsionada (2 – 4 %

volumen), determinada como contenido de agua y sedimentos (BS&W); el Estado

Ecuatoriano a través de la Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH) obliga a todas

las operadoras petroleras a entregar el crudo al Estado con un valor de BS&W de 1%

o menos, según el Acuerdo Ministerial 014 publicado en el Registro Oficial Nº 280

del día Jueves 26 de Febrero del 2004.

1.2. Planteamiento del problema

El Agua emulsionada que está presente en el crudo es muy difícil de extraerla

con los métodos convencionales como son separación estática, sedimentación,

inyección de química en los cabezales de pozo, deshidratación mediante

equipos como FWKO (Free Water Knock - Out), separadores bifásicos o

trifásicos. El agua emulsionada está estabilizada con emulsificantes naturales y

por sus micro dimensiones (0,0001 mm de diámetro) no forma gotas

representativas que coalescan y se separen del crudo.

El tratamiento electrostático combina los métodos térmicos, químicos y

mecánicos con el electrostático, resultando en una alta eficiencia de

deshidratación que alcanza porcentajes de BS&W menores a 0,5%.

5

Se tiene que cumplir con la ley nacional que obliga a entregar crudos con

porcentajes de BS&W menores a 1 %, lo que permite grandes economías en la

transportación y evita problemas en la seguridad industrial.

1.3. Objetivo General

Determinar la importancia del tratamiento electrostático en la deshidratación de crudos

en el CPF de la operadora AGIP OIL Ecuador, determinando las principales variables

de operación para introducirlas en un software especializado que permita su control

óptimo.

1.4. Objetivos Específicos

Investigar el nivel de conocimiento científico y tecnológico aplicado al manejo

de los deshidratadores electrostáticos.

Identificar las principales variables y los rangos de operación del equipo

deshidratador electrostático para los crudos que se tratan en el CPF de AGIP

OIL Ecuador, Bloque 10, Campo Villano.

Determinar el SOFTWARE ESPECIALIZADO para las variables y condiciones

a controlar.

Recomendar que las condiciones óptimas de operación sean agregadas al sistema

de control SCADA de la operadora petrolera AGIP OIL Ecuador.

6

1.5. Justificación

Si determinamos los parámetros requeridos para que los deshidratadores electrostáticos

funcionen a su óptima eficiencia obtendremos un crudo apto para la entrega al estado

Ecuatoriano y transportarlo por el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE).

El petróleo debe cumplir con un contenido de BS&W menor al 1 % según el Acuerdo

Ministerial 014 publicado en el Registro Oficial Nº 280 del día jueves 26 de febrero del

2004. (ANEXO 1)

El presente estudio se limitará a determinar las condiciones de operación de un solo

equipo deshidratador en el Centro de Facilidades de Producción (CPF), optimizar estas

condiciones y extrapolar a todos los equipos similares existentes para los crudos allí

tratados, ya que existen 5 equipos para este tratamiento en el CPF.

Esta propuesta es innovadora en el medio y consiste en aplicar tecnología informática

para realizar una optimización.

7

1.6. Hipótesis General

Las variables de operación y condiciones de funcionamiento del deshidratador

electrostático para crudo pueden ser optimizadas mediante la utilización del software

ESPECIALIZADO con el objetivo de cumplir con el resultado de obtener un crudo

con BS&W menor al 0,5 % en volumen.

1.7. Hipótesis Específicas

Se podrá optimizar algunas variables del proceso de separación de agua

emulsionada y crudo para obtener resultados de BS&W mínimos que

redunden en beneficios económicos.

El software ESPECIALIZADO puede ser aplicado en nuestra industria

petrolera y puede ser desarrollado con los conocimientos adquiridos en la

carrera.

1.8. Metodología

Para el presente trabajo se aplicarán varios métodos de estudio, los necesarios en cada

etapa del mismo, entre ellos:

8

1.8.1. Método Analítico

Se ha utilizado el método analítico, ya que tomamos como base datos proporcionados

por manuales de operación de oleoductos e información proporcionada por la

Operadora los cuales nos han permitido tomar conocimientos sobre el tema.

1.8.2. Método de Campo

Para esta investigación se realiza una visita técnica al Campo Villano, Bloque 10 donde

están los pozos de la operadora y al Centro de Facilidades de Producción (CPF) que está

ubicado en la Parroquia Simón Bolívar de la Ciudad de El Puyo, con la finalidad de

evaluar los procesos existentes y poder elaborar el software propuesto.

1.8.3. Métodos Empíricos

Observación del proceso de deshidratación electrostática

Entrevistas al personal técnico operativo que maneja estos procesos para conocer

antecedentes históricos y resultados actuales.

Histórico para conocer antecedentes del funcionamiento del equipo.

Revisión Bibliográfica especializada del la literatura proporcionada por la

empresa.

9

1.9. Variables:

Variable dependiente.

Software ESPECIALIZADO.

Optimización.

Variable independiente.

Deshidratadores Electrostáticos.

Variable interviniente.

El crudo que va a tratarse.

La capacidad del deshidratador.

CAPÍTULO II

10

CAPÍTULO II

2. GENERALIDADES1

Al inicio de la Industria Petrolera, el tratamiento al que era sometido el crudo, con el fin

de separar el agua, era un proceso empírico en el cual se usaban muchos productos

químicos diferentes métodos en forma incoherente. Hoy en día, existen empresas que

ayudan a la Industria Petrolera en la selección adecuada de las sustancias, materiales y

equipos para el tratamiento de los diferentes crudos en el campo. Esta ayuda le permite

a la Industria de los Hidrocarburos resolver uno de los problemas que tiene que

confrontar como es la separación del agua que está asociada con el petróleo.

La producción de petróleo de un yacimiento con frecuencia va acompañada de agua.

Según las condiciones en que estos se depositan en el yacimiento, ésta agua puede tener

muchas o pocas sales en solución, y además puede estar libre o emulsionada con el

petróleo. Por muchos años en la Industria Petrolera hubo necesidad de tratar las

emulsiones de petróleo y agua, para reducir el contenido de agua y sedimento a menos

de 1% y cumplir así con las especificaciones de venta de estos crudos.

Existen varias razones que justifican lo anterior:

En primer lugar, el crudo es comprado y vendido con base en su gravedad ºAPI.

El petróleo de alta gravedad demanda mayores precios, y la presencia de agua no

conviene, porque baja la gravedad del crudo y consecuentemente, afecta su

precio.

1 Brandt F. Deshidratación de Crudos. Enero 2007.

11

Otros factores que afectan el precio del crudo son: viscosidad, contenido de

azufre, metales pesados.

En segundo lugar, cuando el petróleo emulsificado se transporta, el agua ocupa

parte de la capacidad de conducción (provocando sobrecarga) y reducción de la

capacidad de transporte del oleoducto.

En la extracción de crudos se tiene la presencia de agua en dos formas: como agua de

formación y como agua emulsionada. La cantidad de agua presente en cualquiera de

las dos formas varia de pozo a pozo, de campo a campo, existiendo aquellos en que su

contenido es tan alto como de la producción de 120.000 BPD (barriles por día) de

fluido (agua - petróleo), los 100.000 barriles corresponden a agua de formación y

emulsionada y los 20.000 a crudo transportable.

2.1. El agua en el crudo

El agua asociada con la producción de crudo se puede hallar presente de diferentes

maneras, según su grado de mezcla.

2.1.1. Como agua libre

Esta agua se incorpora al crudo a causa de la agitación a la que está sometido durante el

proceso de extracción del subsuelo. La mezcla es muy inestable y se mantendrá

mientras exista turbulencia.

12

Dado que las fases no están en íntimo contacto, su separación requiere solamente un

poco de reposo, es decir, el agua libre producida con el crudo podrá separase del crudo

por gravedad, por lo que los tiempos de decantación (o sedimentación) son

relativamente cortos.

2.1.2. Como agua emulsionada

A diferencia del agua libre, es la que permanece mezclada con el crudo sin separarse

cuando se deja en reposo, para separar el agua emulsificada existen tratamientos como,

químicos, electrostáticos, mecánicos y térmicos, o una combinación de todos estos,

podría ser necesario sumado a la separación producida por la gravedad.

2.2. Emulsión

Una emulsión es una mezcla de dos líquidos inmiscibles, es decir, líquidos que no se

mezclan en condiciones normales, y cuando lo hacen, uno de ellos se dispersa en el otro

en forma de pequeñas gotas y es estabilizado por un agente emulsionante.

Figura No. 2.1: Dos líquidos inmiscibles

FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos.

ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.

13

Este último es una sustancia que permite que la emulsión se haga estable o permanente,

actuando en forma de una película envolvente.

En una emulsión, el líquido que aparece en pequeñas gotas se conoce como la fase

dispersa, interna o discontinua y el que rodea las gotas se llama fase continua o externa.

Figura No. 2.2: Partes de una emulsión

FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos.

ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.

2.2.1. Formación de emulsiones

Generalmente la formación de emulsiones se debe a la influencia de efectos mecánicos

en el sistema de producción, además de la presencia de sustancias químicas. Los efectos

mecánicos están constituidos por el movimiento del crudo a través de las líneas de

producción, en las cuales debido a los accesorios involucrados se producen efectos de

turbulencia y agitación. 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.

14

El petróleo tiene sustancias químicas emulsificantes naturales que son las responsables

de la estabilidad de las emulsiones, ya que son capaces de formar alrededor de las gotas

dispersas una película envolvente que evita la coalescencia de la fase dispersa.

Estas sustancias químicas se conocen como agente emulsionantes. Estas se pueden

encontrar tanto en el agua asociada al crudo, como en el propio crudo (asfaltenos y

parafinas), y pueden ser solubles como: jabones de sodio, magnesio y calcio, y

bitúmenes; e insolubles, como sílice, negro de humo y arcilla. Las emulsiones se

clasifican de acuerdo al tamaño de las gotas dispersas; considerándose como

macroemulsión cuando el rango de las gotas es de 10 a 150 micras y como

microemulsión o micela cuando el tamaño de gotas varía de 0.5 a 50 micras.

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.

Podemos resumir, que las condiciones que favorecen la formación de emulsiones son:

Contacto de dos líquidos inmiscibles.- en este caso agua y petróleo.

Efecto de turbulencia o agitación.- las emulsiones no se forman

espontáneamente, pues algún trabajo debe ser puesto en el sistema. La agitación

debe ser suficiente para dispersar un líquido en diminutas gotitas dentro del otro.

En un pozo fluyente, la turbulencia podrá ser provocada por el flujo del petróleo

crudo a través de la sarta de producción. Para un pozo de bombeo, además del

flujo se tiene la turbulencia del bombeo.

15

Existencia de agentes emulsionantes.- este es algún componente orgánico

presente en el petróleo crudo que estabiliza la fase dispersada formando una dura

y elástica película sobre la superficie de los glóbulos. Esta película es delgada y

fácilmente visible bajo el microscopio.

Su presencia dificulta la coalescencia de los glóbulos; ayudando a que los

glóbulos salten o reboten alejándose unos de otros con un alto grado de

elasticidad o frecuentemente rompiéndose en partículas más pequeñas.

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 (

16

En cualquier sistema de tratamiento el objetivo es destruir la película protectora por

neutralización del efecto del agente emulsificante.

Este proceso se puede apreciar en la Figura Nº 2.4.

Figura No. 2.4: Condiciones para formar emulsiones

FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos.

ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.

2.3. Tipos de agentes emulsificantes

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

manera:

Compuestos naturales surfactantes tales como: asfaltenos y resinas conteniendo ácidos

orgánicos y bases, ácidos nafténicos, ácidos carboxílicos, compuestos de azufre,

fenoles, cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular.

Sólidos finamente divididos, tales como: arena, arcilla, finos de formación, esquistos,

lodos de perforación, fluidos para estimulación, incrustaciones minerales, productos de

la corrosión (por ejemplo sulfuro de hierro, óxidos), parafinas, asfaltenos precipitados.

17

Los fluidos para estimulación de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy

estables.

Químicos de producción añadidos tales como: inhibidores de corrosión, biácidos,

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 lipofílicas con actividad interfacial.

Estas moléculas pueden apilarse en forma de micelas. Se forman de las fracciones

ácidas de asfaltenos, resinas, ácidos nafténicos y materiales porfirínicos.

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.

18

La película interfacial formada estabiliza la emulsión debido a las 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.

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 interfase es polar, su carga eléctrica

provoca que se repelan unas gotas con otras.

En la figura 2.5 se muestra la adsorción de diferentes partículas emulsionantes en una

gota de agua.

Figura No. 2.5: Representación de la estabilización de una gota de agua por

agentes emulsificantes presentes en el crudo

FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.

19

2.3.1. Características de los agentes emulsificantes

Reducen la tensión superficial de la gota de aguas, tendiendo a formar gotas de

agua más pequeñas (fenómeno contrario a la coalescencia).

Forma una capa viscosa alrededor de la gota de agua, impidiendo la

coalescencia.

Pueden ser moléculas polares que se alinean entre sí sobre la gota de agua

generando cargas eléctricas. Generando que las gotas se repelan impidiendo la

coalescencia.

Figura No. 2.6: Efecto de los agentes emulsificantes en la tensión superficial

FUENTE: Tratamiento de Emulsiones. Junio 2004.Baker Hughes. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.

2.4. Tipos de emulsiones

Las emulsiones de petróleo y agua pueden encontrarse en cuatro formas diferentes:

20

2.4.1. Agua en petróleo. (W/O)

Son llamadas también emulsiones directas, es el tipo de emulsión más común,

comprende cerca del 99% de las emulsiones en la industria petrolera: en ella la fase

dispersa es el agua, y la fase continua es el petróleo. Generalmente su contenido de agua

puede variar de 0% a 80%, pero usualmente se encuentra en el rango de 10% a 35%.

2.4.2. Petróleo en agua (O/W)

O también llamadas emulsiones inversas, en esta emulsión la fase dispersa la constituye

el petróleo, es decir glóbulos de petróleo dispersos y la fase contínua el agua;

normalmente se da en el agua drenada, posteriormente tratamiento de deshidratación.

Este tipo ocurre aproximadamente en el 1% de las emulsiones producidas, estando el

petróleo muy diluido, conteniendo menos del 1% de petróleo.

2.4.3. Petróleo en agua y esto en petróleo. (O/W/O)

Este tipo no se encuentra con frecuencia, es raramente encontrado en la producción del

petróleo y tiene una forma compleja. En las áreas donde se les encuentra, el petróleo es

altamente viscoso y de alta gravedad específica, o el agua es relativamente blanda y

dulce. Está constituida por una fase continua de petróleo en cuyo seno se encuentran

dispersos glóbulos de agua, los que a su vez forma una fase continua en la cual se

encuentran dispersos glóbulos pequeños de petróleo.

21

2.4.4. Agua en petróleo y esto en agua. (W/O/W)

Este tipo de emulsión la constituye una fase continua de petróleo, que en la cual se

encuentra una primera fase dispersa de petróleo, que a su vez, le sirve de fase continua a

una segunda fase. La misma se obtiene más que todo en laboratorios. Todavía no ha

sido encontrado en la producción de campo sin embargo este tipo puede ser

experimentalmente preparado.

Figura No. 2.7: Tipos de emulsiones

FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos.

ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.

2.5. Factores que determinan el tipo de emulsión

El agente emulsificante se adhiere al glóbulo por adsorción y posiblemente en algunos

casos por atracción iónica. El tipo de agente emulsificante que es adsorbido en la

interfase petróleo-agua determina el tipo de emulsión que se formará.

22

Para emulsificantes sólidos, el líquido preferentemente moja al agente que será la fase

continua. Para agentes solubles la fase de mayor solubilidad para el agente

emulsificante será la fase continua.

Este fenómeno es un efecto de las tensiones superficiales existentes entre el agente

emulsificante y el petróleo, el agente y el agua.

Desde que la tensión superficial de la interfase de petróleo emulsificante será más

grande que de la interfase agua-emulsificante, el petróleo se formará como gotas.

Naturalmente no son conocidas emulsiones de petróleo-agua en las cuales la tensión

interfacial sea cero, aun sin embargo, emulsiones con una tensión interfacial petróleo

agua son termodinámicamente inestables, puesto que su resolución resultará en una

disminución en el área interfacial, y por tanto, un decrecimiento en la energía libre del

sistema.

2.6. Factores que influyen en la estabilidad de las emulsiones

La estabilidad de las emulsiones, es decir la resistencia a fracturarse, depende de varios

factores, que también influyen en la facilidad con la que un petróleo y agua dados se

emulsificarán. No obstante que el control de la mayoría de estos factores escapan al

operador ciertas precauciones podrán ser justificadas por un costo de tratamiento más

bajo. Algunos de estos factores son:

23

2.6.1. Viscosidad del petróleo

Se define por viscosidad de un líquido a la resistencia que éste presenta cuando fluye a

través de un ducto. Mientras mayor sea la resistencia a fluir, mayor será su viscosidad, y

recíprocamente, el fluido fluirá fácilmente cuando su viscosidad sea baja.

Un petróleo con una viscosidad alta, es decir, que fluye lentamente, mantendrá en

suspensión gotas mucho más grandes que otro de viscosidad baja.

Por mantener gotas grandes y por ser más lenta la velocidad con que se precipitan, un

petróleo de viscosidad alta requiere más tiempo para que las gotas de agua puedan

unirse y otra parte, el tiempo necesario para que precipiten las gotas de mayor. Por lo

tanto, entre más alta sea la viscosidad más estable será la emulsión.

2.6.2. Temperatura

La estabilidad de una emulsión depende de la temperatura, ya que ésta controla la

viscosidad hasta cierta extensión.

Por lo tanto, una emulsión será más estable a menor temperatura, ya que así la

viscosidad aumenta, y con ella la resistencia al movimiento de las gotas. Es por ello que

se aplica calor en los sistemas de tratamiento. El agregar calor a un caudal de aceite-

agua es uno de los métodos tradicionales para separar estas dos fases.

24

2.6.3. Contenido de agua

El contenido de agua en una emulsión tiene un efecto indirecto en su estabilidad, para

una cantidad dada de petróleo y agua. Una emulsión estable puede formarse para una

gran cantidad de volumen de mezcla, pero la emulsión de máxima estabilidad ocurrirá a

una relación dada de Agua-Petróleo, dependiendo del tipo de crudo.

2.6.4. Edad de una emulsión

Si un crudo emulsionado se almacena y no trata, una cierta cantidad de agua precipitará

por gravedad y otra parte se tendrá emulsionada.

A menos que alguna forma de tratamiento sea empleada para completar la ruptura total,

habrá un porcentaje pequeño de agua en el petróleo, aunque se prolongue el tiempo de

sedimentación. Como se señaló anteriormente, este pequeño porcentaje de agua tiende a

estabilizar la emulsión.

Esto explica el por qué algunas emulsiones se hacen más estables y más difíciles de

tratar después que han envejecido; es decir, con el paso del tiempo, una porción de agua

precipita y el porcentaje más pequeño que permanece en el petróleo hace a esa porción

de la producción total más difícil de tratar.

25

2.6.5. Agente emulsionante

Existen agenten que propician la estabilidad de una emulsión y estos pueden dividirse

en tres clases principales:

i) Productos tensoactivos o surfactantes.

ii) Materiales que se presentan en la naturaleza.

iii) Sólidos finamente divididos.

2.6.6. Residuos de carbón

El efecto de los residuos de carbón en la estabilidad de las emulsiones es comparable al

de la viscosidad del petróleo; es decir, entre mayor sea el contenido de residuos de

carbón presentes en el petróleo, mayor será la estabilidad de la emulsión y viceversa.

2.6.7. Cargas eléctricas

La estabilidad de una emulsión se incrementará cuando las cargas eléctricas de las

partículas aumenten. Algunas emulsiones se estabilizan completamente por la atracción

eléctrica.

2.6.8. Exposición al aire

Se comprueba que las emulsiones se hacen más estables cuando están expuestas al aire.

26

Esto se debe a que el oxígeno del aire reacciona con los componentes del crudo para

formar un agente emulsionante. Esta acción ocurre muy rápidamente y bastan unos

pocos segundos de exposición al aire para estabilizar la emulsión.

Figura No. 2.8: Absorción del agente emulsionante en la interfase petróleo-agua

FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos.

ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.

2.6.9. Tamaño de las gotas

El tamaño de las gotas en una emulsión afecta su estabilidad, pues cuando las gotas se

acercan a un tamaño de 10 micrones (0.01 mm) en diámetro, la emulsión se hace mis

estable. El tamaño de la gota de agua es uno de los parámetros más importantes para el

control y ayuda en el asentamiento del agua, ya que éste término es cuadrático en la

ecuación de Stokes, o sea la ecuación de asentamiento:

27

Un pequeño aumento en el tamaño de la gota de agua, se refleja en un aumento

significativo en la tasa o velocidad de asentamiento.

No es frecuente tener información de laboratorio referente al tamaño de la gota de agua

dispersa en el crudo, sin embargo, existen laboratorios, en las cuales se puede

determinar su tamaño (dm) w. En el evento de que no se disponga de esta información,

el tamaño de las gotas de agua se puede establecer mediante la siguiente relación

empírica:

Ecuación No. 2.1: Diámetro de la gota de agua coalescida

.

FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.

Donde:

(dm)w: Diámetro de la gota de agua coalescida, a la temperatura de tratamiento.

µo: Viscosidad de la fase continua, o sea del aceite, cp (centipoises).

2.6.10. Velocidad de asentamiento o ascenso de la gota.

La velocidad de asentamiento de la gota de agua se determina usando la ley de Stokes:

28

Ecuación No. 2.2: Velocidad de asentamiento o ascenso de la gota

/

FUENTE: Bansbach P.L. “The how and why of Emulsions” ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.

Donde:

V= velocidad de asentamiento o ascenso de la gota. (ft/min)

g= aceleración debido a la gravedad.

d= diametro de la gota. (µm)

ρs= densidad de la gota. (g/cm3)

ρf= densidad del fluido. (g/cm3)

µf= viscosidad absoluta del fluido. (cp)

La Ley de Stokes también puede ser usada para determinar los efectos de las

propiedades del fluido producido en la estabilidad de la emulsión. Primero, la velocidad

de asentamiento es proporcional al cuadrado del diametro de la gota, por lo tanto, una

emulsión puede ser estabilizada reduciendo el diametro de la gota.

Las gotas de una emulsión están generalmente en el rango de 0.5-50 µm. Los tamaños

de gota arriba de 10-150 µm deben ser clasificados como una dispersión.

29

2.6.11. 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.

2.6.12. 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.

2.6.13. 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.

30

2.6.14. 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.

2.6.15. 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.

2.6.16. Tipo de aceite

Los crudos con aceite de base parafínica usualmente no forman emulsiones estables,

mientras que los crudos nafténicos y de base mixta forman emulsiones estables.

Ceras, resinas, asfaltenos 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.

31

2.6.17. 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.

2.6.18. 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.

2.6.19. 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.

32

Figura No. 2.9: Esquema de los factores físico–químicos relacionados con las

interacciones entre dos gotas de fase dispersa en una emulsión W/O

FUENTE: Marfisi. S. Mayo 2004. Deshidratación de Crudo – Principios y Tecnologías. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.

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 gráfica 2.10 se muestra esquemáticamente las fuerzas de cizalla y dilatacional

sobre la interfase, las cuales determinan la viscosidad de cizallamiento y la dilatacional,

respectivamente.

33

Figura No. 2.10: Esquema de las fuerzas de corte y dilatación al relacionarlas con

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

FUENTE: Marfisi. S. Mayo 2004. Deshidratación de Crudo – Principios y Tecnologías. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.

2.7. Prevención de la formación de la emulsión agua -petróleo

Las emulsiones se forman en el aparejo de producción del pozo y en las instalaciones

superficiales debido al golpeteo (turbulencia) y a la presencia del agua, por lo que es

recomendable eliminar el golpeteo (turbulencia) y remover el agua del aceite lo más

alejado posible de las instalaciones de producción.

Algunos recomiendan inyectar el surfactante a fondo de pozo para prevenir la formación

de la emulsión.

Las recomendaciones no siempre son posibles lograrlas, por lo que en muchos casos es

necesario prepararse para el rompimiento de las emulsiones inevitablemente formadas.

34

En pozos fluyentes, una agitación considerable es generalmente causada por el gas

saliendo de solución, conforme decrece la presión. Este gas también causa turbulencia

cuando fluye a través de accesorios y restricciones en la tubería de producción.

Esta turbulencia formadora de emulsión 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, a través de un estrangulador de fondo.

b) La temperatura del fondo del pozo son considerablemente más altas que las

temperaturas 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 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).

35

2.8. Mecanismo de ruptura de la emulsión Agua - Petróleo

Diversos estudios se han hecho sobre los mecanismos de ruptura de una emulsión W/O.

Según el análisis de Jeffreys y Davies en 1971 estas etapas se reducen a tres:

2.8.1. Etapa 1. Acercamiento macroscópico de las gotas

Cuando las gotas de fase dispersa son más o menos grandes se aproximan por

sedimentación gravitacional, gobernadas por las leyes de Stokes (basada en la

suposición de gotas esféricas rígidas, ecuación 2.3).

Ecuación No. 2.3: Velocidad de sedimentación de STOKES

. ² . ²

FUENTE: Marfisi. S. Mayo 2004. Deshidratación de Crudo – Principios y Tecnologías. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.

Donde:

Vs= velocidad de sedimentación de Stokes (cm/s)

ρ1= densidad de agua (g/ .

ρ2= densidad del crudo (g/ .

g= aceleración de la gravedad (cm/ .

r= radio de las gotas dispersas en el crudo (cm).

ηe= viscosidad del crudo (cP).

ƒs= factor de Stokes (1/cm.s).

36

En la ecuación (2.3), la viscosidad es la que presenta mayor influencia, producto de la

gran sensibilidad de este parámetro ante variaciones en la temperatura. En la figura 2.11

se muestra la variación de la velocidad de asentamiento con la temperatura en términos

del factor de Stokes (fs = Vs/r2) para crudos de distintas gravedades API.

Como puede verse, el efecto de la variación en la temperatura y la gravedad API en el

factor de Stokes es drástico para crudos muy viscosos, lo que da lugar a diferencias de

varios órdenes de magnitud en la velocidad de sedimentación cuando se considera una

pequeña variación en la gravedad API o se incrementa la temperatura.

Figura No. 2.11: Variación del factor de STOKES con la temperatura y la

gravedad API

FUENTE: Emulsion by an Electrostatic Coalescence Methodology. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.

37

2.8.2. Etapa 2. Drenaje de la película.

Una vez que dos gotas se acercan, se produce una deformación de su superficie

(adelgazamiento del orden de 0,1 micra o menos) y se crea una película de fluido entre

las mismas, con un espesor alrededor de 500 Å.

El flujo de líquido de la película trae consigo moléculas de surfactantes naturales

adsorbidas debido al flujo convectivo creando un gradiente de concentración en la

interfase. Este gradiente de concentración produce una variación en el valor local de la

tensión interfacial (gradiente de tensión) que genera una fuerza opuesta al flujo de

líquido fuera de la película, gráfica 2.12 y 2.13.

Figura No. 2.12: Efecto del drenaje de la película sobre la concentración de

surfactantes naturales

FUENTE: Staiss F., R. Bohm and R. Kupfer, 1991. Improved Demulsifier Chemistry. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.

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Figura No. 2.13: Efecto de la concentración superficial sobre la variación en la

tensión interfacial en el interior de la película drenada

FUENTE: Staiss F., R. Bohm and R. Kupfer, 1991. Improved Demulsifier Chemistry ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.

2.8.3. Etapa 3. Coalescencia

La coalescencia se define como un fenómeno irreversible en el cual las gotas pierden su

identidad, el área interfacial se reduce y también la energía libre del sistema (condición

de inestabilidad). Sin embargo, este fenómeno se produce sólo cuando se vencen las

barreras energéticas asociadas con las capas de emulsionante adsorbido y la película de

fase continua entre las dos gotas. Esta etapa puede considerarse como instantánea

respecto a las dos primeras etapas.

Los procesos de deshidratación utilizan efectos físicos destinados a aumentar la

velocidad de la primera etapa, tales como el calentamiento, que reduce la viscosidad de

la fase externa y aumenta la diferencia de densidad entre los fluidos; ó un aumento de la

cantidad de fase interna (reduce el recorrido promedio de cada gota antes del contacto

con otra).

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Figura No. 2.14: Proceso de desestabilización de una emulsión mediante inyección

de química

FUENTE: Brandt F. Enero 2007. Deshidratación de Crudos. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.

CAPÍTULO III

40

CAPÍTULO III

3. PROCESOS DE DESHIDRATACIÓN2

Los procesos de deshidratación en la Industria petrolera se dividen en dos grandes

grupos:

3.1. Deshidratación estática

Es el método más utilizado en la Industria petrolera, se aplica para ciertos hidrocarburos

como para crudos medianos y pesados. Se fundamenta básicamente en lograr la

deshidratación del crudo, mediante reposo en tanques de almacenamiento. Con este

método se separa el agua de formación que es el mayor volumen del fluido, no se separa

el agua emulsionada por lo que se requiere la aplicación de métodos dinámicos.

Figura No. 3.1: Deshidratación estática de crudos

FUENTE: Curso de Deshidratación de Crudos. PDVSA. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.

2 Curso de Deshidratación de Crudos. PDVSA.

41

3.2. Deshidratación dinámica

Es el proceso mediante el cual la deshidratación del crudo se realiza en forma continua

las 24 horas del día.

Generalmente se realiza mediante tanques de lavados en los cuales se mantiene un

colchón de agua, donde el crudo se lava, separadores bifásicos, trifásicos, FWKO,

deshidratadores electrostáticos.

Figura No. 3.2: Deshidratación dinámica de crudos

FUENTE: Curso de Deshidratacion de Crudos. PDVSA. ELABORADO POR: Karen Arcos Ron.

3.3. Métodos para la deshidratación dinámica

Los métodos de deshidratación combinan efectos cuyo propósito es eliminar los agentes

emulsionantes naturales o modificar suficientemente sus propiedades, con los que

promueven el acercamiento de las gotas para facilitar su coalescencia.

42

Hay diversos métodos para la deshidratación de los crudos:

3.3.1. Método gravimétrico o gravitacional

El asentamiento gravitacional se lleva a cabo en grandes recipientes llamados tanques,

sedimentadores, tanques de lavado, “gun barrels” y eliminadores de agua libre (EAL).

Los eliminadores de agua libre (EAL) son utilizados solamente para remover grandes

cantidades de agua libre, la cual es agua producida en la corriente, pero que no está

emulsionada y se asienta fácilmente en menos de 10-20 minutos.

El crudo de salida de un EAL todavía contiene desde 1 hasta 30% de agua emulsionada.

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 de 1ºF, pero

solamente requiere 150 Btu para calentar un barril de crudo de 1ºF.

Los compuestos químicos rompedores de emulsión pueden, ser adicionados a la

alimentación del recipiente.

43

Los EAL están protegidos por ánodos de sacrificio y por aditamentos para prevenir la

corrosión por el efecto de agua sal.

Otro sistema que es muy importante mencionar son los tanques de lavado o

comúnmente llamados “Gun Barrels”, estos recipientes usualmente operan con media

parte de agua y otra parte lo cubre el aceite, la alimentación de crudo se realiza por la

parte inferior por medio de distribuidores de tal manera que el agua que viene con el

aceite entre en contacto con el agua del recipiente para que la coalescencia del agua se

lleve a cabo, cabe hacer mención que para una mayor eficiencia de separación agua-

aceite se usan desemulsificantes químicos.

3.3.2. Método térmico

Desde el comienzo de la Industria Petrolera, la adición de calor se considera beneficiosa

para la deshidratación de crudos.

Consiste en disminuir la tensión interfacial para propiciar la coalescencia de las micro

gotas de agua, disminuye la viscosidad y la densidad de un crudo.

Los tratadores-calentadores pueden ser de tipo directo e indirecto en función de la forma

en que se aplica el calor.

Dependiendo del tipo de crudo y la temperatura requerida para la deshidratación se

tiene:

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3.3.2.1. Tratadores de tipo directo

En los tratadores-calentadores de tipo directo el calor es transferido por contacto directo

de la corriente alimentada con el calentador. Se aplica básicamente en crudos pesados

que requieran temperaturas de calentamiento igual o mayores a 180 ºF la cual se logra

haciendo pasar el crudo directamente a través de calentadores.

3.3.2.2. Tratamiento indirecto

Se aplica básicamente en crudos medianos o pesados que requieran temperaturas de

calentamiento en el orden de 160 ºF se alcanza inyectando agua caliente a la línea de

crudo. Se utilizan calentadores similares a los anteriores llamados hornos, para e