UNIVERSIDAD NACIONAL DEL COMAHUE

FACULTAD DE INGENIERÍA Cátedra De Producción Ia

1° Cuatrimestre 2014

TRABAJO PRÁCTICO: “TP nº 3Emulsiones agua en Petróleo(tema A)”

Garrido Hernán – Leg: 118837

Fecha de entrega: 21-04-14

1) ¿Cómo es la solubilidad del agua en los hidrocarburos?

El agua es prácticamente insoluble en hidrocarburos líquidos. En la siguiente figura se muestra la baja solubilidad del agua en los hidrocarburos líquidos (GPSA, 1987).

La presencia de dobles enlaces carbono-carbono incrementa la solubilidad del agua, aunque el agua es mucho menos soluble en hidrocarburos saturados y la solubilidad del agua decrece a medida que el peso molecular se incrementa.

Para propósitos prácticos, el petróleo y el agua sin inmiscibles, por lo tanto estos dos líquidos coexisten tanto como dos capas separadas y distintas, o si se agitan, como emulsiones o dispersiones de una fase en la otra.

2) ¿Cómo varía el agua emulsionada en función de la gravedad API de un Petróleo?, ¿Cómo justificaría esto?

El contenido de agua en una emulsión, depende del °API del crudo, esta puede variar del1% al 60% en volumen o más del fluido del pozo.

En los crudos medianos y livianos (>20°API) las emulsiones contienen en general de 5 a 20% de agua en volumen.

En los crudos pesados y extrapesados (<20 °API) las emulsiones tienen en general de 10 a 35% de volumen de S&W (sedimento y agua).

La siguiente figura provee una estimación aproximada de la cantidad de agua emulsionada remanente en el crudo. En el gráfico se puede ver que la curva que relaciona ambos parámetros indica una disminución en el porcentaje de agua emulsionada a medida que la gravedad API de un petróleo aumenta.

Esto puede explicarse con la relación entre la gravedad API y la cantidad de agentes emulsificadores presentes. La presencia de emulsificadores en el petróleo crudo como asfaltenos, resinas, disminuye la gravedad API del petróleo, como también causan el aumento en la producción de emulsiones.

3) Liste y explique cómo actúan los emulsionantes que estabilizan una emulsión regular de campo.

Para estabilizar una emulsión, como ya sabemos debe estar presente un agente emulsionante. Ellos son:

• Surfactantes: las moléculas surfactantes son anfipática, es decir, una parte de la molécula es hidrofílica o soluble en agua y la otra parte es lipofílica o soluble en petróleo. Los surfactantes estabilizan las emulsiones mediante la migración a la interfaz agua-petróleo y formando una película interfacial alrededor de las gotas. A menudo las moléculas surfactante se alinean en la interfaz, con la parte hidrofílica en la fase acuosa y la parte hidrofóbica en la fase petróleo. Esta película estabiliza la emulsión ya que:

o Se reduce la tensión interfacial o Se forma una barrera viscosa o Toma carga eléctrica

• Partículas sólidas: para ser agentes emulsionantes, las partículas sólidas deben ser más pequeñas que las gotas emulsionadas y deben ser mojadas por ambas fases (petróleo y agua). Luego esas partículas sólidas se acumulan en la superficie de las gotas y forman una barrera física.

4) ¿Qué factores determinan el tipo de emulsión que se forma? Justifique la respuesta.

El tipo de emulsión formada depende principalmente de los agentes emulsificantes presentes y, en menor medida, de las cantidades adecuadas de las fases acuosa y petróleo.

La regla empírica de Bancroft predice que los surfactantes predominantemente solubles al petróleo forman emulsiones agua en petróleo (w/o) y los surfactantes solubles en agua producen emulsiones petróleo en agua (o/w).

Las moléculas con fuerte interacción del grupo polar tienden a formar emulsiones petróleo en agua y si predomina la parte no polar, se tienden a formar emulsiones agua en petróleo.

El volumen de las fases relativas controla el tipo de emulsión, es decir, el volumen más pequeño será para la fase interna (dispersa) y el más grande para la externa (continua).

5) Explique como la tensión interfacial actúa en la estabilidad de una emulsión.

La tensión interfacial se puede definir como el trabajo requerido para incrementar el área interfacial en una unidad (representa una energía disponible) y esta tensión tiende a coalescer (juntar) las gotas dispersas, de tal forma de reducir el área total interfacial.

Una baja tensión interfacial favorece una coalescencia más lenta de las gotas de emulsión, lo que estabiliza a la misma, por lo que uno de los factores que afectan la estabilidad de la emulsión es la tensión interfacial.

Las emulsiones poseen energía interfacial y, por lo tanto, son termodinámicamente inestables. La tendencia natural es que ocurra la coalescencia y la misma tiene lugar cuando las gotas originales pierden sus identidades y se fusionan en gotas más grandes, reduciendo así el área interfacial total.

6) Defina agua libre y agua emulsionada, de que depende esta definición.

El agua líquida asociada al crudo puede ser libre o emulsionada. El agua libre alcanza la superficie separada del hidrocarburo líquido. El agua emulsionada es dispersada como gotas en el hidrocarburo líquido.

• Agua libre: Se le denomina al agua que se separa fácilmente en un tiempo de retención menor determinado, este varía de 5 a 20 minutos, según el autor. La cantidad de agua libre depende de la relación agua petróleo(WOR) y varía significativamente de un pozo a otro. Esta definición depende principalmente de las condiciones de operación con las que se esta trabajando.

• Agua emulsionada: agua que queda remanente, es decir, agua que no se separa luego de que pasa el tiempo de retención adoptado anteriormente. La cantidad de agua remanente emulsionada varía ampliamente desde 1 a 60 % en volumen.

7) Discuta los factores que determinan la estabilidad de una emulsión regular. ¿Cuáles de estos factores son dominantes?

Las emulsiones pueden demostrar estabilidad (durante un periodo de tiempo considerable) debido a una serie de factores. La estabilidad de una emulsión regular (w/o) se ve afectada por los siguientes parámetros: película interfacial, existencia de barreras eléctricas o estéricas, viscosidad de la fase continua, tamaño de la gota, la relación de volúmenes de las fases, temperatura, pH, edad, salinidad de la salmuera, y tipo de petróleo.

Películas interfaciales. Las pequeñas gotas dispersas están en constante movimiento; por lo tanto, chocan con frecuencia. Es necesaria una película interfacial lo suficientemente fuerte para prevenir la coalescencia y mantener la estabilidad de la emulsión. Una mezcla de surfactantes (en particular una combinación de aquellos solubles en hidrocarburos y solubles en agua) forma una película mecánicamente fuerte. La película en emulsiones w/o debe ser muy fuerte porque las gotas de agua no tienen carga eléctrica que genere fuerzas de repulsión. La forma irregular de las

gotas de agua en emulsiones de petróleo crudo es una prueba de la fuerza y rigidez de las películas interfaciales.

Barreras eléctricas y/o estéricas. Existe muy poca carga, si es que la hay, en las gotas dispersadas en las emulsiones w/o y, por lo tanto, no existe una barrera eléctrica a la coalescencia. La siguiente figura muestra como una partícula sólida debe ser “mojada” por ambas fases para mantenerse en la interfase petróleo-agua. Si la partícula es mojada en mayor medida por petróleo (por ejemplo, el ángulo de contacto en la frontera petróleo-sólido-agua es >90°), se produce una emulsión w/o. De manera inversa, si la partícula es mojada en mayor medida por agua, resulta una emulsión o/w. Los ángulos de contacto cercanos a 90° producen emulsiones estables porque las partículas se mantienen en la superficie y crean una barrera estérica. Los sólidos coloidales pueden producir algunas de las emulsiones más estables. Cuando este tipo de emulsiones estabilizadas por sólidos se acumulan entre las fases agua y petróleo se le llama un raglayer.

Viscosidad de la fase continua. Una alta viscosidad de la fase externa baja el coeficiente de difusión y la frecuencia de colisión de las gotas, por esto aumenta la estabilidad de la emulsión.Alta concentración de gotas también aumenta la viscosidad aparente de la fase continua y la estabilidad de la emulsión. En general, las emulsiones son fluidos no newtonianos.

Tamaño de las gotas. Las gotas más pequeñas producen emulsiones más estables ya que las gotas grandes crecen consumiendo a las más pequeñas. Una distribución amplia de tamaños de las partículas produce una emulsión menos estable que una distribución de tamaños de partículas más uniforme.

Relación del volumen de las fases. Incrementando el volumen de la fase dispersa crece el número de gotas y/o tamaño de gotas, el área de interfase, y el exceso de energía de superficie. La distancia de separación es también disminuida y esto incrementa las colisiones de gotas. Estos factores reducen la estabilidad de la emulsión.

Temperatura. Usualmente, la temperatura tiene un fuerte efecto en la estabilidad. Al incrementar la temperatura aumenta la difusión de las gotas, decrece la viscosidad de la fase externa, y se perturba la película interfacial por el cambio de las fuerzas de tensión superficial y las

solubilidades relativas de los agentes emulsionantes. Todos estos cambios reducen la estabilidad de la emulsión.

pH. La adición de ácidos inorgánicos o bases cambia radicalmente la formación de películas de asfaltenos y resinas que estabilizan las emulsiones agua/petróleo. Ajustando el pH se puede minimizar las características estabilizantes de la emulsión de la película, lo que aumenta la tensión de interfase.

Edad. La edad incrementa la estabilidad de la emulsión porque el tiempo permite que los surfactantes naturales migren a la interfase de la gota. La película o piel que rodea a las gotas se vuelve más gruesa, fuerte y dura. La cantidad de agentes emulsionantes puede ser incrementada por oxidación, fotolisis, evaporación de HC livianos, o por presencia de bacterias.

Salinidad de la salmuera. La concentración de la salmuera es aparentemente un factor importante en la formación de una emulsión estable. El agua dulce o de baja salinidad favorece a la estabilidad de las emulsiones; las altas concentraciones salinas favorecen las emulsiones sueltas (gotas grandes y ampliamente distribuidas).

Tipo de petróleo. Los petróleos de base parafínica usualmente no forman emulsiones estables, mientras que los petróleos de base nafténica o mixta si lo hacen. Ceras, resinas, asfaltenos y otros sólidos pueden influenciar en la estabilidad de la emulsión. En otras palabras, el tipo de crudo determina la cantidad y el tipo de los emulsionantes naturales.

Diferencia de densidades. La fuerza neta de gravedad actuando sobre una gota es directamente proporcional a la diferencia entre la densidad de la gota y la densidad de la fase que la rodea.

Los parámetros de mayor influencia (o dominantes) son:

Viscosidad de la fase continua.

Temperatura.

Tipo de petróleo.

8) Sugiera y explique un método de estimación de la velocidad a la cual una gota de agua

caerá en un petróleo crudo.

La velocidad de caída o asentamiento (o terminal) en estado estacionario puede estimarse utilizando la Ley de Stokes

(1)

Donde:

V = velocidad de caída o asentamiento en estado estacionario

g = aceleración debida a la gravedad

d = diámetro de la gota

ρd = densidad de la gota

ρf = densidad del fluido

µf = viscosidad absoluta del fluido

Alternativamente, la velocidad terminal puede estimarse utilizando un coeficiente de arrastre (o de fricción) CD, definido como:

Donde:

Farrastre = fuerza de arrastre en una gota esférica

CD = coeficiente de arrastre

Ap = área de la gota proyectada = π d2/4

gc = 32,174 lbm.ft/seg2.lbf

La fuerza de flotación

Donde = volumen de la gota = π d3/6

Igualando Farrastre y Fflotación se llega a:

(2)

En la siguiente figura se muestra cómo varía CD con Re (número de Reynolds)

También se puede observar que cuando Re<1, CD = 24/Re

La Ley de Stokes (1) se obtiene sustituyendo CD = 24/Re en la ecuación anterior (2).

9) ¿Qué reservas deben garantizarse en la aplicación de la ley de Stokes?

La ley de Stokes es válida sólo para una sola gota (sin interacción con otras gotas), rígida moviéndose lentamente (número de Reynolds, Re = d V ρf / µf< 1) en un medio homogéneo.

La condición de bajos números de Reynolds implica un flujo laminar, lo que se traduce en una velocidad relativa entre la gota esférica y el medio inferior a un cierto valor.

En estas condiciones la resistencia que ofrece el medio es debida casi exclusivamente a las fuerzas de rozamiento que se oponen al deslizamiento de unas capas de fluido sobre otras a partir de la capa límite adherida al cuerpo. La ley de Stokes se ha comprobado experimentalmente en multitud de fluidos y condiciones.

Sin embargo, la ley de Stokes se puede modificar (API, 1969) para corregir por distorsión de la gota, esto incrementa la velocidad de caída en un 20-50%. Se comprobó que las emulsiones estabilizadas por asfaltenos muy probablemente cumplen la ley de Stokes inicialmente, y luego se verifica la ecuación corregida cuando ha sido roto el film emulsificante por adición química.

Cabe destacar que cuando interactúan un gran número de gotas, la velocidad de caída es significativamente más lenta y se observa una caída obstaculizada.

10) Explique las principales causas de formación de emulsiones en el campo.

Al menos el 90% de las prácticas actuales de producción pueden generar y/o agravar problemas de emulsión.Las emulsiones se forman, sin duda alguna, en la sarta del pozo o en las instalaciones de superficie.

Las principales fuentes de formación de emulsiones son:

En pozos fluyentes, donde se produce una considerable agitación causada por la salida de gas que estaba en solución cuando decrece la presión. Este gas también genera turbulencia a medida que fluye a lo largo de la perforación, chokes, tubing, línea de conducción y otras restricciones.

En pozos de gas-lift, donde la emulsificación se produce principalmente en dos lugares: 1) En el punto donde el gas se introduce en la sarta de flujo 2) En el cabezal de pozo

En pozos de bombeo, donde la mayor fuente de emulsificación está en la bomba y en el tubing. Las causas de turbulencia en estos pozos son: 1) Válvulas estacionarias, viajeras, plungers, etc. con filtraciones 2) Producción de gas en pozos de bombeo que causan una considerable turbulencia en

los pasajes angostos de la bomba 3) Golpeteo de la bomba que causa que en las varillas se genere una turbulencia

adicional.

Las principales fuentes de turbulencia en manifolds y líneas de baterías son las bombas, válvulas y uniones en donde cambia abruptamente la dirección de flujo.

Los métodos de recuperación mejorados pueden producir emulsiones muy compactas.

Los químicos usados en la fracturación de formaciones, Workover, estimulación de pozos, etc., frecuentemente causan problemas muy severos de emulsión. El lodo ácido usado y los finos de formación producidos por la estimulación de pozo causan emulsiones muy estables y difíciles de romper.

La inyección de vapor agrega energía, agitación y agua fresca al reservorio y al agua producida, factores que provocan la formación de emulsiones. La inyección de vapor incrementa el WOR, lo cual puede bajar la salinidad del agua connata e hinchar las arcillas. Las altas velocidades del vapor pozos abajo, pueden también desalojar los finos y agitar cualquier mezcla crudo - agua connata. Todos los efectos previos intensifican la formación y estabilidad de emulsiones.

La combustión in-situ o FireFlooding también agravan los problemas de emulsión. La combustión parcial en profundidad y el craqueado del petróleo crudo genera una multitud de compuestos, que no están originalmente en el petróleo crudo (como asfáltenos y otros ácidos), de alto peso molecular, muchos de los cuales son potenciales emulsificadores. El uso de métodos térmicos,

especialmente en las etapas iniciales, produce arena la cual es un estabilizador común de las emulsiones.

La inyección de surfactantes usa ácidos poliméricos sulfatados para reducir la tensión interfacial de la interfase agua- petróleo la cual, por definición, es la principal fuerza motora termodinámica para la coalescencia de burbuja. Tensión interfacial cero corresponde a una emulsión imposible (el peor caso posible). De la inyección de surfactantes, polímeros y CO2 puede, por consiguiente, esperarse que produzca severos problemas de emulsión.

Problemas

1) Un petróleo crudo que contiene un 2,2% en volumen de S&W tiene una gravedad de 32° API. Si el crudo se deshidrata hasta un 0,12% en volumen de S&W, estime la nueva gravedad API. Siendo la gravedad específica de la salmuera de 1,03.

Utilizando la gravedad API del petróleo crudo como una medida de su densidad, vamos a calcular su gravedad específica, las cual se relaciona mediante la ecuación:

(1)

De donde despejamos la gravedad específica SG del petróleo, sabiendo que °API = 32

SG1 = 0,865

Teniendo en cuenta el porcentaje en volumen de S&W que posee este petróleo crudo, el cual va a estar constituido por agua de gravedad específica SGw y de un petróleo de SGo

fw = 0,022

fo = 1 – fw = 0,978

Donde SGcrudo 1 = 0,865 y SGw = 1,03

Así, podemos hallar la gravedad específica SGo de la fracción petróleo presente en este crudo:

SGo = 0,861

Ahora, si el crudo se deshidrata hasta un 0,12% en volumen de S&W, obtendremos una nueva gravedad API para el crudo, es decir, SG2. Teniendo en cuenta que la SGo es una propiedad del petróleo y se mantiene constante, así como SGw, vamos a tener:

fw = 0,0012

fo = 1 – fw = 0,9988

De donde se obtiene reemplazando los valores antes hallados,

SGcrudo 2 = 0,861

De la definición anterior (1), hallamos la gravedad API de este crudo:

°API = 32,8

De este nuevo valor obtenido, podemos concluir que al deshidratar el petróleo, es decir, al reducir la fracción de agua fw, la gravedad específica del crudo SG2 disminuye ya que se hace más liviano, por lo que aumenta la gravedad API.

2) Bansbach y Bessler reportan los siguientes datos para la viscosidad de un

petróleo crudo:

Gravedad del Crudo Viscosidad (cp)

º API 100 ºF 140 ºF 180 ºF

32 8.79 4.73 2.98

Calcular la velocidad de deposición de gotas de 70 µm, 600 µm, 2200 µm. Considere SGw = 1,025.

Datos:

Se considera la densidad del agua constante frente a la variación de temperatura, esto es:

Entonces de la densidad de gota será:

Luego se calcula la velocidad de deposición según el diámetro al que corresponda:

Ley de Stokes (para partículas esféricas 3 - 100 µm)

Ley Intermedia (para partículas esféricas 100 - 1500 µm)

Ley de Newton (para partículas esféricas 1500 – 100000 µm)

Para realizar los cálculos se necesita conocer los valores de la densidad del petróleo en la

condiciones de temperaturas dadas. Para ello se utiliza el factor de corrección de densidad. Estos

factores de corrección de densidad se obtienen del siguiente gráfico.

DCF: Factor de corrección de densidad

La gravedad específica del petróleo se calcula con la ecuación para obtener los °API

Entonces la densidad del petróleo será

En la siguiente tabla se muestran los valores de densidad del petróleo afectados por el DCF.

T (ºF) p o = p 60 DCF ρ`o = ρ T Viscosidad (cp.) Viscosidad (lb/ft.s)

100 54 0,982 53,028 8,79 0,005907

140 54 0,964 52,056 4,73 0,003178

180 54 0,946 51,084 2,98 0,002002

Los resultados obtenidos de velocidad de deposición (ft/s) al usar las ecuaciones para los distintos diámetros de las gotas fueron:

Ley de Stokes Ley Intermedia Ley de Newton

Temperatura (ºF)

Viscosidad (lb/ft.s) d=70 d=600 d=2200

100 0,00591 0,000175 2,268E-02 0,381

140 0,00318 0,000353 3,159E-02 0,401

180 0,00200 0,000606 4,0936E-02 0,421

3) Calcular la velocidad de deposición de las gotas de agua en petróleo, teniendo los siguientes datos: ºAPI = 34, SGw = 1.022, o =11.0cp, Dp = 0.0275cm, Fracción de agua = 0.15.

Siendo:

La gravedad específica de la emulsión estará dada por:

Como:

Entonces

Como el diámetro de la partícula está en el rango de 100-1500µm, para hallar la velocidad usamos la Ley Intermedia:

Por lo tanto:

Desviación por n partículas:

Siendo Xd la fracción de agua fw

Calculamos el Reynolds:

Y a partir de la siguiente tabla obtenemos el valor de m:

Como el valor del Reynolds es menor a 0,5 tomamos m=4,65

Luego:

Por lo tanto podemos concluir (como era de esperarse) que al considerar la interacción con otras gotas la velocidad disminuye.