deshidratación química

Deshidratación Química.Deshidratación Química.

Procesos de Campo.Procesos de Campo.

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

LA UNIVERSIDAD DEL ZULIA

FACULTAD DE INDENIERIA

ESCUELA DE PETRÓLEO

PROCESOS DE CAMPO

DESHIDRATACIÓN QUÍMICA DEL PETRÓLEO

TRABAJO PRESENTADO

POR:

OLAVES, Larry.C.I: 12 590 353.Sección 052.

PORTILLO R, Moraima B.C.I: 15 013 173.Sección 051.

2do. Período del 2002.Prof. Jorge Velásquez Jara.

Maracaibo, Marzo de 2003.

1



INTRODUCCIÓNINTRODUCCIÓN

Debido al proceso que da origen a los hidrocarburos se hace

imposible que un yacimiento de petróleo este saturado

únicamente con este fluido, por lo tanto, el agua siempre estará,

al menos, en un pequeño porcentaje presente en la producción

liquida total.

En la Industria Petrolera existe una gran variedad de

procesos, los cuales abarcan actividades desde la perforación de

los pozos hasta el almacenamiento del crudo en los tanques con

la finalidad de explotar dichos hidrocarburos. Los procesos en

superficie son de especial importancia entre ellos, pues permiten

aprovechar al máximo el potencial de cada yacimiento al menor

costo.

La producción de petróleo se encuentra asociada con agua

durante la vida útil del yacimiento, hasta que en un momento

dado no se logra el manejo de la mezcla. En la actualidad, más

del 90% del crudo producido en el mundo viene asociado con

cantidades apreciables de agua dispersa en forma de gotas (1-20

micras) formando una emulsión; problema que tiende a agravarse

con el tiempo, debido a la alta movilidad del agua en comparación

con la del crudo, lo cual conlleva al abandono de pozos por alta

producción de agua.

2



Una emulsión consiste en una mezcla de dos fluidos

inmiscibles, fluidos que no se mezclan bajo condiciones normales,

uno de ellos está disperso en el otro en forma de pequeñas gotas,

y se estabiliza por medio de un agente emulsionante.

En líneas generales, la producción de crudo viene dada por

dos fases liquidas bien definidas (agua libre y crudo). El crudo se

presenta en forma de emulsión del tipo de agua-en-petróleo y

representan serios problemas tanto en el campo de producción

como en la refinería. Aun cuando estas emulsiones son

termodinámicamente inestables y la tendencia es que el agua se

separe como una fase bien diferenciada, la presencia de

compuestos naturales tales como asfáltenos, resinas, ceras, etc.,

que se adsorben en la interfase agua-en-petróleo, inhiben la

coalescencia de las pequeñas gotas de agua, permaneciendo

estas dispersas en el crudo por tiempo indefinido.

Es por todo ello que surge la necesidad de eliminar el agua del

crudo, proceso que se denomina deshidratación. Las exigencias

actuales obligan a reducir por debajo del 1% el contenido de

agua, debido a que cantidades apreciables de agua reducen la

gravedad API, y por consiguiente, su precio en los mercados

internacionales.

Esta agua separada del petróleo en los procesos de

deshidratación contiene cantidades apreciables de crudo

emulsionado que es necesario separar antes de incorporarla al

medio ambiente o utilizarla para la inyección en los yacimientos, y 3



evitar así la contaminación del ambiente o incrementar la

extracción adicional de crudo.

Así mismo el crudo proveniente del yacimiento contiene

cantidades apreciables de sal por lo que se hace necesario

someterlo a un proceso de desalación por medio del cual con

procesos químicos, mecánicos y/o electrostáticos se logra

remover las partículas de sal presentes en el mismo

(especialmente si es extrapesado).

El término ‘Deshidratación’ alude también a la eliminación del

agua de combinación o formación de sales inorgánicas, y a la

eliminación simultánea del hidrógeno o grupos hidroxilo en los

compuestos orgánicos.

Ya que eliminar el agua emulsionada en el crudo es de vital

importancia se han creado diferente métodos para lograrlo,

nuestro tema de estudio: La Deshidratación Química, es uno de

ellos, y como su nombre lo indica, se refiere a la agregación de

productos químicos conocidos como demulsionantes, los cuales

modifican la tensión interfacial entre los medios para romper la

emulsión.

Los demulsionantes pueden aplicarse en las estaciones de

flujo, y para su correcto uso analizaremos cuidadosamente los

factores que inciden en su selección, puntos de inyección y la

naturaleza del mismo, de manera que no se generen problemas

adicionales.

4



Además de plantear los fundamentos del proceso de

deshidratar a través de químicos se explanará todo lo referente a

la raíz del problema, su prevención y tratamiento, así como las

recomendaciones para aplicar en el campo de trabajo.

5



I. Deshidratación Química de CrudosI. Deshidratación Química de Crudos

1.1. Definición.Definición.

Los métodos de deshidratación de crudo aplicados actualmente son

generalmente una combinación de tratamiento químico-eléctrico-mecánico

dependiendo de la naturaleza de la emulsión a tratar. En nuestro país el

tratamiento comúnmente empleado es el químico, seguido por uno

mecánico, específicamente la deshidratación dinámica o estática, según el

caso.

El método de deshidratación por medio de químicas es el más usado

actualmente y en general, el más económico y menos complejo.

El objetivo principal de la deshidratación química es el de contrarrestar el

efecto de la estabilización de los agentes emulsificantes y/o cualquier

atracción eléctrica que mantenga los glóbulos en suspensión de tal manera

que ellos puedan coagular o asentarse.

Hay varias teorías que tratan de explicar el efecto que los compuestos

químicos demulsionantes producen sobre las emulsiones. Algunas son:

Con la adición de productos químicos se trata de

invertir la emulsión; es decir, una emulsión de agua-petróleo se trataría

de convertir en una emulsión de petróleo-agua. Durante este proceso se

alcanza la condición intermedia de separación completa de las dos fases.

La acción de los compuestos químicos

demulsionantes hacen que la película del agente emulsionante, que

rodea las gotas de agua, adquiera una rigidez quebradiza hasta provocar

una contracción que causa el rompimiento de la película, con lo cual las

gotas de agua se juntan y decantan.

6



La adición de surfactantes a una emulsión causa una

reducción notable de la tensión superficial entre los líquidos en contacto,

permitiendo que las diminutas gotas de la fase dispersa se junten y

decanten. Esta es la teoría de mayor importancia, por ser la más

moderna y aceptada.

En el tratamiento químico de las emulsiones, la emulsión inversa es

obtenida introduciendo una sustancia que contrarreste el efecto del agente

emulsionante, en los casos en que la emulsión esta estabilizada por una

película protectora, o introduciendo un agente químico que neutralice las

cargas de los glóbulos, si la emulsión se encuentra estabilizada por las

atracciones eléctricas.

Para contrarrestar la acción de un agente emulsionante se introduce un

producto químico en la emulsión, la cual reacciona con el agente y produce

una sustancia que no tiene ninguna propiedad emulsionante. Por ejemplo,

una emulsión de petróleo en agua estabilizada por acción de un jabón de

sodio puede ser rota añadiendo un ácido, el ácido reacciona con el jabón de

sodio formando una sal de sodio. Ahora bien, si la estabilización de la

emulsión se debe a la acción de cargas eléctricas en los glóbulos, estas

pueden ser atacadas añadiendo un reactivo ionizado de cargas contrarias a

las de la emulsión.

Este método de deshidratación química es aplicable cuando no es dañino

introducir un material extraño en la mezcla, la cual es complicada por sí

misma. Los componentes del sistema emulsionado están siempre en un

equilibrio determinado por factores como carga eléctrica, solubilidad,

densidad, viscosidad y tensión interfacial. Una perturbación de esas

condiciones físicas puede resultar en un cambio en la permanencia del

sistema.

7



Los agentes emulsionantes más comunes son: el asfalto, sustancias

resinosas, ácidos orgánicos solubles en aceite, entre otros, los cuales son

producidos por el propio yacimiento y suelen encontrarse como una capa

media entre las gotitas de agua y el petróleo, es por ello que para poder

separar el agua del petróleo (o viceversa) es necesario destruir el agente

emulsionante.

Croquis de una planta deshidratadora de crudos

Contenido de agua aceptable

En cuanto a las especificaciones del contenido de agua, son variables

que dependen del tipo de crudo y del proceso de refinación utilizado. Así, el

8



contenido de agua en crudo livianos debe ser siempre menor del 0.5% y para

crudos pesados y medianos entre 0.5% y 1.0%.

Forma en que se presenta el agua en el crudo.

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

de acuerdo a su grado de mezcla, de diferentes maneras:

Agua Libre.

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

sometido durante el proceso para sacarlo del subsuelo, la mezcla es muy

inestable y se mantendrá mientras exista turbulencia.

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

solamente un poco de reposo siendo los tiempos de decantación (o

sedimentación) relativamente cortos.

Si el volumen de agua libre es grande, como ocurre a menudo, es

deseable eliminarla lo más pronto posible, lo cual es relativamente

económico. Ya que los métodos de tratamiento usados comúnmente

requieren el uso de calor y productos químicos, el eliminar el agua libre

previo a estos tratamientos evita gastos innecesarios de tratar un volumen

de agua que se separará sin estos procedimientos.

Agua Emulsionada.

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

sin separarse cuando se deja en reposo.

9



Gran parte del petróleo producido en algunos campos asume la forma

de una densa o estable emulsión de agua en petróleo que sólo puede

separarse por medios mecánicos.

Una emulsión es una mezcla de dos líquidos inmiscibles, esto es, que

no pueden mezclarse en condiciones normales. Uno de los líquidos recubre al

otro en forma de pequeñas gotas (agua), tan minúsculas que en el espacio

ocupado por la cabeza de un alfiler puede haber más de 50 gotitas.

2.2. Importancia: Efecto del agua en el crudo.Importancia: Efecto del agua en el crudo.

Rentabilidad: El petróleo crudo es comprado y vendido basándose

en su gravedad API, bajo lo cual los petróleos de alta gravedad

demandan mayores precios, consecuentemente el agua baja la

gravedad del crudo con la inminente rebaja de su precio de venta.

Reducir los costos de transporte: Si el petróleo emulsificado es

transportado, la capacidad de conducción es ocupada en mayor

parte por el agua, y provocaría una sobrecarga y reducción de la

10



capacidad de transporte, tanto al nivel de oleoducto como del

tanquero.

Aumentar la capacidad de otros aparatos e instalaciones del

proceso: El agua contiene sales inorgánicas, tales como: cloruros,

sulfatos y carbonatos de sodio, calcio o magnesio, susceptibles de

provocar la corrosión de las instalaciones de transporte y

refinación.

Disminuir costos: A medida que el crudo posee mayores

cantidades de agua, el costo de producción por barril seco de

crudo se verá incrementado, además se generan costos

adicionales en el proceso de deshidratación como son el

incremento en el uso de productos deshidratantes, incremento del

tiempo de residencia del crudo en los tanques, tratamiento

adicionales al agua extraída del crudo, reducción de la eficiencia y

el incremento del tiempo de servicio de los equipos del proceso,

entre otros. En la Industria Petrolera, el objetivo principal es la

producción al menor costo, por lo tanto, resulta antieconómico

tratar de evitar la formación de emulsiones en cada uno de los

pozos fluyentes, en consecuencia, los métodos de deshidratación

son la solución más viable.

Conservar el producto durante su almacenamiento o transporte,

garantizando al consumidor la calidad del mismo.

3.3. Selección del método de deshidratación:Selección del método de deshidratación:

Antes de escoger con exactitud el método de deshidratación a utilizar,

debe tomarse en cuenta primeramente algunos aspectos importantes, tales

11



como el aspecto económico y el aspecto de operación que debe tener la

planta de deshidratación.

Es evidente, por lo tanto, la necesidad de un programa económico de

tratamiento. Se ha conseguido, en muchos casos, que la causa principal de

altos costos de tratamiento es la indebida selección del equipo de

tratamiento.

Existe la tendencia de instalar plantas de tratamiento con el menor costo

inicial posible, a menudo no se da tanta importancia, como merece, al

desarrollo futuro del campo. Aun cuando la operación de la planta resulta

satisfactoriamente cuando se instala, la intrusión de agua en los pozos

aumenta la cantidad de emulsión que debe tratarse.

Esto da lugar a que la capacidad de la planta no sea suficiente y que el

tratamiento no pueda hacerse de un modo eficiente sin la adición o

reemplazo de algunos equipos. Por lo tanto, el productor debe tener presente

lo siguiente:

Estar familiarizado con la capacidad y características de operación

de los distintos equipos de tratamiento existentes.

Tener en consideración el desarrollo futuro del campo.

La instalación del patio de tanques y del equipo de tratamiento

debe planificarse de modo que futuros aumentos de producción

puedan tratarse con el mínimo equipo extra.

Para que el tratamiento de las emulsiones resulte más económico deben

tenerse en cuenta las siguientes consideraciones:

1. Planeamiento de la inversión del capital; se hace en base al equipo

de tratamiento, al rendimiento futuro de los pozos y a la mejor

información que se tenga del campo.

12



2. Conservación de las fracciones livianas; los precios del crudo se

basan, en parte, en su gravedad API. Mientras mayor sea ésta,

mayor es el precio del crudo. Debe tenerse especial cuidado en el

proceso de calentamiento, ya que el desprendimiento de vapores

condensables puede representar pérdidas de millones de dólares

anuales para la industria.

3. Conservación del equipo de tratamiento; debe tenerse cierto grado

de control sobre aquellos factores que puedan ocasionar el

abandono prematuro del equipo tales como: corrosión excesiva,

temperaturas elevadas en los calentadores, daños al equipo por

condiciones climáticas, etc.

4. Llevar informes exactos; solo llevando informes exactos

periódicamente es posible hacer un análisis de la eficiencia de las

operaciones y de esta forma determinar las mejoras que puedan

hacerse.

Finalmente, para escoger el mejor método de tratamiento aplicable a

una instalación dada, es conveniente considerar lo siguiente:

El carácter de la emulsión.

La gravedad API del crudo.

La corrosividad del agua producida y su tendencia a formar

escamas en el metal.

La corrosividad del crudo.

13



La cantidad del fluido que se ha de tratar.

El porcentaje de agua en el crudo.

Concluyendo, el conocimiento que se tenga de los métodos de

deshidratación, de la clase de emulsi6n producida, factores, agentes y

condiciones que afectan a aquellas, características del petróleo, así como la

experiencia del operador, dictará el método o combinación de métodos más

eficaces a utilizar para tratar un determinado petróleo. Por otra parte,

algunos otros factores como: volumen de operaciones, topografía, clima, etc.,

imponen condiciones adicionales a la selección de estos métodos.

4. 4. Requerimientos del proceso.Requerimientos del proceso.

Para que la deshidratación química sea efectiva debe:

1) Neutralizar la acción del agente emulsificador.

El tipo de química a ser usado, debe ser indicado por el químico de

producción (laboratorio de producción), quien realizará numerosas pruebas

de laboratorio previas al proceso de deshidratación, empleando diferentes

tipos de productos químicos que permitan seleccionar el más efectivo para la

emulsión. Esas pruebas de laboratorio deben hacerse en el campo,

inmediatamente después de haberse tomado las muestras de emulsión, ya

que el tiempo que transcurre entre la toma de la muestra y la realización de

la prueba puede variar las propiedades de la emulsión y conducir a

conclusiones incorrectas.

14



Las pruebas de laboratorio permiten únicamente seleccionar el producto

químico más efectivo, pero la cantidad requerida debe determinarse

efectuando pruebas piloto.

Una prueba piloto es realizada en un tanque especial, y consiste en

agregar determinada cantidad del producto químico al crudo emulsionado y

observar en qué porcentaje se reduce el contenido de agua. Este proceso se

realiza por tanteo con los diferentes productos químicos que resultasen

apropiados según la prueba de laboratorio hasta encontrar el más apropiado

y la cantidad a usar.

2) Promover la coalescencia.

El método químico, al igual que otros métodos de deshidratación se basa en

el principio de gravedad diferencial. El término “gravedad diferencial”

significa la diferencia de peso entre el agua y el petróleo crudo. El agua tiene

una gravedad especifica mayor que el petróleo (es decir que pesa más) y por

lo tanto en un tanque que contenga a los dos se precipitará al fondo el agua.

Así, a mayor tamaño de las partículas de agua el asentamiento se

produce más rápidamente, por lo cual se hace necesario fomentar la

coalescencia (unión) de esas partículas. Dicha coalescencia puede

fomentarse por:

- Turbulencia de flujo en línea.

- Turbulencia en el tanque mientras se esta llenando.

- Agitación mecánica en el tanque usando mezcladores y/o inyección de

gas.

- Rápido asentamiento en la emulsión estancada.

3) Acelerar el proceso de separación reduciendo la viscosidad.

15



En los procesos de deshidratación química para reducir la viscosidad,

tendiendo a acelerar la separación, se usa como proceso auxiliar la aplicación

de calor, una vez que la emulsión ha sido rota.

Al aumentar la temperatura disminuye la viscosidad, y la resistencia

encontrada por las partículas durante su asentamiento será menor, por lo

tanto decantan más rápido (se acelera la separación).

Ya se ha expuesto que si la temperatura en un proceso de

deshidratación química es muy baja, el asentamiento será lento debido a la

alta viscosidad, sin embargo, si la temperatura es demasiado alta se

producirá un estado de agitación en las cercanías del punto de ebullición y no

ocurrirá ningún asentamiento. Por esto debe determinarse la temperatura

óptima para cada tipo de emulsión.

4) Conceder suficiente tiempo para la separación del agua.

Los tres puntos antes mencionados tienen por objeto preparar la

emulsión para la separación del agua del crudo y son valederos para todos

los procesos de deshidratación química. El tiempo requerido para la

separación del agua se estudia en el marco de dos procesos:

Proceso de asentamiento: Si un crudo emulsionado al cual se

le ha agregado un producto químico es llevado a un tanque, en virtud

del principio de gravedad diferencial, el agua se asentará en el fondo,

dependiendo el grado de separación del tiempo de asentamiento

concedido; el tiempo requerido para separar el agua del crudo se

encuentra ligado a la cantidad de producto químico inyectado (a mayor

cantidad menor tiempo de reposo) y la viscosidad del crudo (máxima

velocidad de asentamiento a la temperatura óptima).

16



Proceso de lavado: el crudo emulsionado al cual se ha

agregado el químico es llevado a los tanques de lavado, donde, mientras

la emulsión sube en pequeñas corrientes, las gotas de agua coalescen

en la capa de agua del fondo del tanque, y el petróleo seco asciende,

siendo removido continuamente en el tanque a un nivel elevado,

mientras que el agua es drenada por el fondo.

5.5. Factores que inciden en el proceso.Factores que inciden en el proceso.

En la deshidratación química uno de los factores más importantes es la

temperatura, sobre todo si se tratan crudos pesados, por el contrario, en

crudos livianos no es necesaria pues tiene efectos indeseables, como la

volatilidad de las fracciones más livianas del crudo.

La influencia de la temperatura permite la separación de la emulsión

actuando de la siguiente manera:

Reduce la viscosidad del crudo (si es pesado la caída es

bastante considerable.)

Dilata la gota de agua y la película se hace más y más

delgada, hasta romperse.

El emulsionante aumenta su solubilidad y se debilita.

Al disminuir la viscosidad de la fase continua, se dispersa

mejor el químico para atacar fácilmente el punto donde se encuentra la

película emulsionante.

6.6. Punto de inyección del químico.Punto de inyección del químico.

17



El punto en el cual el demulsificante debe inyectarse, es una

consideración muy importante cuando se diseñan las facilidades para el

tratamiento, ya que debe existir suficiente agitación en la corriente del fluido

para permitir al químico mezclarse bien con la emulsión.

El químico puede estar en contacto con cada gota de agua o aceite

suspendida en la emulsión y así neutralizar la película del agente

emulsificante que existe alrededor de cada gota. En algunos casos de

emulsiones agua-petróleo, es posible tener mucha agitación y hasta

peligroso, por ejemplo, supongamos que el químico fue inyectado en la

corriente de fluido que sale del cabezal del pozo; el químico deberá romper la

emulsión en este punto y el crudo libre y el agua fluirán hacia el separador,

puede ocurrir ahí una agitación violenta, la cual causaría que el agua y el

crudo se emulsificaran y permanecieran emulsionados; por ello se debe tener

mucho cuidado al diseñar el punto de inyección de la química.

En los sistemas de deshidratación de crudos para la inyección de

productos, se utilizan bombas neumáticas y eléctricas. Por lo tanto, la

química debe inyectarse en un punto tal que entre en contacto con toda la

emulsión, en cantidad suficiente para tratarla.

La condición de mezclado más eficiente es el flujo turbulento, pero ésta

estabiliza la emulsión si existe insuficiencia del producto químico

deshidratante, o si éste es poco eficaz, así como también si existe

turbulencia en exceso. De manera que resulta necesaria una energía de

mezclado óptima que permita, conjuntamente con el efecto desestabilizante

del químico, la coalescencia de las gotas.

El punto en el cual el demulsificante debe ser inyectado es una

consideración muy importante cuando se diseñan las facilidades de

tratamiento. Se debe garantizar una suficiente agitación en la corriente de

fluido para que el químico deshidratante se mezcle bien con la emulsión y

asegurar el contacto del demusilficante con cada gota de agua o aceite

18



suspendido en la emulsión, y así, neutralizar la película emulsificante que

existe alrededor de la misma.

Los componentes del tratamiento químico pueden añadirse a la emulsión

en cualquiera de los puntos siguientes del sistema:

En el cabezal del pozo.

En la línea de flujo.

En los tanques.

En el cabezal del pozo los químicos son adicionados a la emulsión en el

tope del agujero. Cuando los químicos se inyectan en la línea de flujo deben

ser introducidos en la corriente antes de los separadores o calentadores,

aprovechándose la energía de mezcla obtenida en el bombeo. En el

tratamiento dentro de tanques el agente demulsificante es añadido luego

que la emulsión está almacenada en los mismos, aquí el químico

deshidratante es agregado, la emulsión y el químico son agitados, algunas

veces calentados, y se le da un tiempo de reposo.

Tratamiento en el pozo: A veces durante la producción se requiere

aplicar el producto químico dentro del pozo, para romper las emulsiones

formadas y para permitir que el petróleo fluya con facilidad. Cuando existe

mucha turbulencia en el flujo se formarán emulsiones de alta viscosidad

trayendo consigo dificultades en la producción (reemulsión). En estos casos

es aconsejable el tratamiento en el pozo, para tratar de evitar la

emulsificación. El calor presente en el pozo tiende a disminuir la viscosidad y

la agitación causada por los estranguladores y las conexiones del cabezal

sirven para mezclar los compuestos químicos ayudando al tratamiento.

Cuando este tratamiento es aplicable ofrece ciertas ventajas, tales

como:

19



Módicos gastos iniciales y de funcionamiento.

Utilización del calor natural del fondo del pozo.

Reducción de la viscosidad del fluido extraído.

Los productos químicos son usualmente agregados por el espacio anular

entre la tubería de producción y el revestidor. Los procedimientos más

usados para inyectar la química en el tratamiento en el pozo son:

Añadir la química al agua (u otro solvente: petróleo,

gasoil, etc.) y bombear continuamente.

Añadir la química al agua (u otro solvente) y bombear

la solución a intervalos.

En un sistema de bombeo hidráulico se agrega el

producto químico, para limpiar el aceite motriz, forzándolo por el tubing

hasta el fondo del pozo, donde el aceite motriz acciona una bomba.

Luego dicho químico se mezcla con la emulsión y se produce por la

tubería de revestimiento.

Tratamiento en las líneas de flujo: El tratamiento en la línea de flujo, al

igual que el tratamiento en el fondo, requiere que el reactivo químico se

agregue a la emulsión en el punto donde hay agitación y el tiempo adecuado

para el tratamiento es corriente arriba del separador, frecuentemente en el

cabezal del pozo.

Tratamiento en el tanque: Una vez que el petróleo se encuentra en los

tanques se le agrega el químico permitiendo al crudo un tiempo adecuado de

asentamiento. Al ser aplicado el químico al tanque, la emulsión debe agitarse

soplándola con gas o manualmente, para proporcionar una buena mezcla de

el químico con el petróleo. Este tipo de tratamiento en el tanque no se usa,

20



debido a que se necesitaría mucho tiempo de asentamiento y un mecanismo

adicional de agitación.

7.7. Equipos de inyección del químico.Equipos de inyección del químico.

Bombas de inyección: La bomba de inyección de sustancias químicas

debe ser proporcional a la producción del pozo. Las pruebas en frascos

indican la cantidad requerida para el tratamiento adecuado de una

determinada cantidad de emulsión de crudo, por ejemplo; 100 barriles. Una

vez que esta razón sea determinada entre el compuesto y la emulsión, es

deber del operador ajustar la bomba inyectora para agregar la cantidad

necesaria. La mayoría de los diseños del equipo de producción especifican la

inyección de compuestos químicos en el cabezal del pozo o corriente arriba

del separador. Por supuesto, la presión en esos puntos de la tubería es más

alta que la de la atmósfera. Por lo tanto, la mayoría de las bombas de

sustancias químicas se fabrican para superar las presiones que comúnmente

se encuentran en las líneas de flujo de los pozos de petróleo.

Tanques de almacenamiento de químicos: Una forma eficiente de

suministrar los reactivos químicos a las bombas de inyección es almacenar

los mismos en un tanque o cilindro, es necesario que el reservorio cuente

con una regla de medición o contador de sustancia química que se inyecta al

sistema cada 24 horas. Las bombas de inyección de química funcionan mejor

si el tanque o reservorio se encuentra tan lleno como sea posible.

Los tanques o reservorios, son hechos de acero inoxidable o acero al

carbono, estos deben ser limpiados periódicamente.

Inyectores: Los químicos deben ser inyectados en el sistema a través de

inyectores, que atomicen el producto para una mejor distribución del mismo

en la emulsión. Los inyectores se encuentran instalados en las líneas de flujo.

21



Un factor que hay que vigilar es la presión en los inyectores para garantizar

la atomización homogénea de los químicos.

El mantenimiento de los inyectores debe ser constante y riguroso para

que la inyección de productos químicos sea uniforme y no se detenga.

En aquellos casos donde no sea posible el uso de este tipo de inyectores,

se debe efectuar la inyección por gotas, que aunque menos efectiva,

funciona al no dejar la emulsión sin tratamiento.

8.8. Productos Químicos.Productos Químicos.

8.1 Demulsificadores: Definición y Propiedades.

Los demulsificadores son compuestos químicos activadores de

superficie. Una parte de la molécula es soluble en petróleo y la otra en agua;

este carácter dual, hidrofílico-lipofílico, le da a la molécula su actividad

superficial. La porción soluble en agua puede ser aniónica, catiónica o no

iónica. Irónicamente muchos de estos demulsificadores son también

excelentes emulsificadores tanto para emulsiones directas como invertidas.

El mecanismo mediante el cual trabajan las sustancias que se usan en la

deshidratación no es bien conocido; el hecho concreto es que estos

químicos, tienen tendencia a emigrar a la zona donde se encuentra la

película emulsionante, la desplaza y deja el agua libre de crecer al unirse a

otras gotas; este crecimiento parece relativamente fácil y no es raro ver

partículas crecer, en un tiempo relativamente corto, desde tamaños de 5

micras a 250 ( se necesitan 125.000 gotas de forma esférica. )

El demulsificador apropiado depende de la emulsión, dándose

incluso el caso que un demulsificador es bueno para una emulsión y no sirve

para un pozo contiguo que produce en la misma zona, debido a diferencias

Véase Apéndice I: Las Emulsiones.22



en el origen del agua, diferentes porcentajes de agua emulsionada o

diferencias en las características del crudo.

8.2 Clasificación.

Los productos químicos que se utilizan en la deshidratación de

crudos y en la clarificación de aguas efluentes afectan la tensión superficial e

interfacial del petróleo y el agua. Los mismos reciben el nombre de

surfactantes, y de acuerdo con su naturaleza físico-química se pueden

clasificar en dos grandes grupos:

1. Según la carga: Los surfactantes son productos químicos de

moléculas poli-atómicas de alto peso molecular caracterizadas por

poseer uno de los extremos como directriz de la misma, denominado

“ANFIFILO”. Según la carga de este se denominan:

-Catiónico: anfifilo cargado positivamente.

-Aniónicos: anfifilo cargado negativamente.

-No iónico: anfifilo neutro.

2. Según la solubilidad de agua o aceite: Debido a que las moléculas

de surfactantes poseen un extremo con afinidad al agua y el otro al

aceite, los productos químicos surfactantes se clasifican según el

extremo dominante, en:

- Hidrofílicos: Su extremo dominante posee afinidades hacia el

agua.

- Lipofílicos: Son aquellos que poseen una afinidad dominante

hacia el aceite.

Tomando en cuenta las propiedades físico-químicas de los

surfactantes se establecieron parámetros de identificación medibles

23



experimentalmente en el laboratorio, como son el Balance Hidrofílico

Lipofílico (HLB) y el número de solubilidad relativa (RSN).

8.3 Selección.

La efectividad de los químicos rompedores de la emulsión

depende de su selección, de la naturaleza y propiedades de los agentes

emulsionantes y el punto de inyección del químico.

Para la selección de productos desemulsionante se dan una serie

de pasos que se mencionan a continuación:

Se toma una muestra de crudo emulsionado de

campo sin tratar por cada una de las empresas suplidoras, y éstas hacen

un proceso de selección de sus mejores productos y los recomiendan a

la empresa petrolera.

Una vez recibidas las muestras de producto

recomendadas por las suplidoras, se procede a realizar en el laboratorio

una prueba de botella, simulando las condiciones dadas en campo, de

temperatura de operación y tiempo de reposo, y evaluando la eficiencia

de los productos a diferentes dosificaciones. Finalmente, se realiza una

selección para lo cual se considera la concentración, velocidad de

separación del agua, contenido de agua remanente en el crudo, calidad

del agua decantada y características de la interfase.

Al final, el producto seleccionado se evalúa en el

campo ajustando la dosificación a niveles óptimos.

Véase Apéndice II: Pruebas de Laboratorio.

24



De acuerdo con los resultados técnico-económicos obtenidos, se

define su uso como sustituto del químico existente en el sistema o como

opción para utilizarlo en caso de requerimiento.

8.4 Factores que afectan los Demulsificadores.

Los cambios de temperatura afectan el tratamiento de algunas

emulsiones más que el de otras. En la mayoría de los casos se necesita una

cantidad menor de compuesto para el tratamiento de una emulsión caliente

que el de una fría. Esta relación se aplica a casi todas las temperaturas que

se encuentran en los tratamientos en el campo, pero a temperaturas

elevadas las pérdidas de gravedad y volumen sobrepasan el ahorro en la

cantidad de compuestos químicos usados para romper las emulsiones.

Suponiendo que se haya seleccionado un compuesto químico

efectivo, la relación entre la cantidad de este y el período de asentamiento

requerido para la separación del petróleo y el agua de una emulsión; es

probablemente, la relación menos comprendida universalmente en los

procedimientos usados para el tratamiento. La cantidad y el tipo de

compuesto tienen un efecto definido en el grado de desintegración, pero no

en el período de asentamiento requerido para separar el petróleo y el agua

después que la emulsión ha sido separada. Si se lleva agua libre a los

tanques de almacenamiento desde los tanques de asentamiento o algún

equipo similar, el aumento de compuestos en el sistema de tratamiento casi

nunca remediará la situación.

Dicho evento indica que el sistema de tratamiento es inadecuado

para el volumen de tratamiento que se esta efectuando. Existen varios

remedios comunes que se pueden aplicar para obviar la necesidad de

25



ampliar la planta con frecuencia; por medio de ensayos químicos puede

descubrirse un producto que actúe más rápidamente.

La temperatura puede aumentarse sin causar excesivas pérdidas

por evaporación; ello puede acelerar la ruptura de la emulsión, así como

facilitar y apresurar el asentamiento debido a la disminución de las

viscosidades.

II. Combinación de los métodos térmicos y Químicos.II. Combinación de los métodos térmicos y Químicos.

El tratador de la línea de flujo es un equipo de tratamiento que

combina el calor, los compuestos químicos y el tiempo para la decantación.

Este dispositivo puede reemplazar el calentador, el deshidratador, y el

tanque de asentamiento o tanque decantador. Muchas veces también puede

eliminarse el separador de petróleo y gas.

El tratador de las líneas de flujo tiene en una unidad uno o todos los

elementos siguientes: separador de petróleo y gas, deshidratador de agua

libre, calentador, lavador de agua, selección de filtrado, sección

estabilizadora, sección decantadora e intercambiador de calor.

Los tratadores en las líneas de flujo, generalmente se construyen de

manera que el fluido del pozo entre al recipiente cerca de la parte superior,

donde el gas se separa. La emulsión desciende hasta cerca del fondo de la

unidad y luego asciende a través de una sección de lavado,(colchón de agua)

pasando luego a una zona de calentamiento. Una vez que la emulsión sale

del lavado de agua caliente, asciende y penetra en el espacio de

sedimentación, donde el agua se separa del petróleo y cae nuevamente en la

zona de lavado. El petróleo limpio sube y pasa por la descarga, usualmente a

través de un permutador térmico, hasta el almacenaje, a medida que el agua

pasa por la salida hacia el sistema de eliminación de agua o fosa de agua.26



La eficiencia del tratamiento se incrementa calentando corriente arriba

el fluido que llega al pozo por medio del calor transferido del petróleo limpio

que sale de la unidad.

Los tratadores de las líneas de flujo, al igual que cualquier otra clase de

equipo, deben operarse a la temperatura mínima del tratamiento correcto.

Esto reduce el excesivo desgaste del elemento calentador, que es la parte

del tratador con altas posibilidades de falla. La sección de calefacción debe

recibir la misma clase de inspección y mantenimiento preventivo de los

calentadores directos.

El funcionamiento incorrecto de una unidad de tratamiento por calor

usualmente tendrá uno de tres resultados. Los tres sistemas de

funcionamiento incorrecto son:

a.- La emulsión dentro de los tanques de almacenaje no indica

necesariamente una falla de alguna parte de la unidad de tratamiento,

excepto donde se ha instalado un filtro de virutas de madera. En este caso,

se debe inspeccionar el filtro y, si fuera necesario, reemplazarlo. Por lo

general, la presencia de emulsión en los tanques de almacenaje indica que

no se ha aplicado la combinación apropiada de compuestos químicos y de

calor.

La operación del inyector de sustancias químicas debe comprobarse

para verificar que se esta usando la cantidad correcta de la sustancia

química. En un clima extremadamente frío es posible que la sección de

asentamiento esté a una temperatura ligeramente por debajo de la normal,

aún cuando el baño con agua continúe a la temperatura normal de

operación. Esto puede resultar de las perdidas de calor a través del cuerpo

del tratador. Si después de hacer las correcciones continúa pasando

emulsión a los tanques de almacenaje, es recomendable la inserción de un

filtro de virutas de madera, si es que no se está usando.

27



Una prueba puede verificar si las características de la emulsión han

cambiado hasta el punto de que pudiera requerirse una sustancia química

diferente a la que se venía usando.

b.- Varios factores pueden ser causa de que haya agua libre en el

tanque de almacenaje. Si se tapa la boca de salida del agua por costras y

corrosiones o si la válvula del agua deja de abrirse, no hay otro lugar fuera

de la boca de salida de petróleo por donde encauzar el agua libre. Si se

encuentra agua libre en los tanques de almacenaje, la válvula del agua debe

inspeccionarse para localizar la corrosión y corregir su funcionamiento. La

capacidad de la unidad del tratador de agua libre puede haberse

sobrepasado. En caso de que la producción de agua libre sea mayor que la

capacidad del tratador, un interceptor de agua libre adicional debe instalarse

aguas arriba del tratador.

c.- El petróleo en la fosa del agua puede indicar que la válvula esté

atascada abierta y el petróleo escapa por allí. También puede ser que la

válvula esté atascada cerrada, o que la línea de salida se encuentre tapada.

Si la salida del petróleo está por debajo del nivel de la boca de entrada del

tanque, la falla de la válvula tiende a mantener presión positiva en el

tratador, y permitirá al petróleo escapar por la boca de salida de agua. Por

esta razón, se recomienda que la unidad de tratamiento se instale

suficientemente alta para que la boca de salida del petróleo quede a buena

altura, permitiendo al petróleo fluir por gravedad a los tanques de

almacenaje, en caso de una pérdida de presión en el tratador.

A causa del pequeño volumen del fluido en el tratador ordinario, en

comparación con el del tanque de asentamiento, a veces se necesitan

observaciones más frecuentes para verificar si está trabajando bien. Aunque

un tanque de asentamiento puede ser muestreado para ver si se encuentra

emulsión en el espacio que normalmente el petróleo limpio debe ocupar, el

28



funcionamiento defectuoso de la unidad de tratamiento de la línea de flujo,

solo puede descubrirse inspeccionando el petróleo en el tanque.

III. Ventajas y Desventajas de la Deshidratación Química.III. Ventajas y Desventajas de la Deshidratación Química.

Ventajas

Esta es la teoría que se considera más importante, por ser la más moderna y

aceptada. Comparando la deshidratación química con la eléctrica, se pueden

observar las siguientes ventajas para la primera:

Solamente se necesitan algunos tanques de almacenamiento y bombas de

inyección, mientras que para la deshidratación eléctrica se necesitan además

deshidratadores y bombas.

Los gastos de labor son mas bajos y se evitan instalaciones complicadas.

Los gastos de tratamiento son proporcionales a la cantidad de petróleo

deshidratado.

La única desventaja es que los productos químicos son costosos. Así que para

decidirse sobre el sistema que se utilizará es importante apreciar las

ventajas específicas de cada sistema en relación con las condiciones del

campo y las características del petróleo.

Desventajas

29



Las desventajas del tratamiento químico para deshidratación de crudos son:

La mayor desventaja es que el exceso en la adición de demulsificante sobre

la dosis requerida, puede generar la formación de nuevas emulsiones, las

que con frecuencia son más difíciles de romper que las emulsiones originales.

Generalmente es antieconómico romper emulsiones con la simple adición de

demulsificantes. Usualmente el rompimiento de emulsiones requiere de la

adición de energía (calor o electricidad) de manera de reducir las

dosificaciones y por ende los costos de químicos.

30



CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

Es primordial conocer el tipo de emulsión y su estabilidad

antes de proceder a inyectar la química.

Tratar de resolver el problema de las emulsiones

individualmente en cada pozo resulta antieconómico, de allí la

importancia de los métodos de deshidratación.

En nuestro país el método mas usado es la deshidratación

química.

La deshidratación química solo se puede usar si no es dañino

introducir un material ajeno a la mezcla.

EL punto de inyección del demulsificante, es uno de los

aspectos más importantes a considerar.

Se debe tener cuidado con los equipos de inyección de

química; en especial con las bombas para lograr una

deshidratación optima.

Se debe escoger correctamente el agente demulsificante, ya

que de su naturaleza y propiedades dependerá su efectividad

como rompedor de emulsiones.

Emplear la Prueba de botella y Coalescedor dinámico para la

selección del agente demulsificador.

31



APÉNDICE I:APÉNDICE I:LAS EMULSIONES.LAS EMULSIONES.

Buena parte del hidrocarburo producido en Venezuela se encuentra en forma de emulsión estable, para su tratamiento se requieren métodos especiales según las propiedades físico-químicas de la emulsión, su formación y separación.

Una EMULSIÓN se define como la mezcla de dos fluidos inmiscibles, es decir, que no se mezclan bajo condiciones normales, de manera que un fluido se encuentra en fase continua como base de la mezcla, y el otro disperso en forma de gotas como fase discontinua o dispersa.

Tres condiciones son necesarias para la FORMACIÓN de una emulsión estable, es decir, una emulsión que no se romperá sin alguna forma de tratamiento:

Fluidos inmiscibles.

Agitación suficiente para dispersar un fluido en forma de gotas en el otro: Las emulsiones no se forman espontáneamente, por lo tanto, hay que generar cierto trabajo en el sistema. Este trabajo es engendrado por la turbulencia que ocasiona el movimiento del fluido.

Presencia de un agente emulsificante: Es un compuesto orgánico o inorgánico presente en el petróleo crudo que actúa como estabilizante en la fase dispersa ya que crea una membrana o película elástica y fuerte que envuelve la superficie del glóbulo haciendo difícil su coagulación. Cuando estos glóbulos chocan entre sí, la elasticidad de la membrana permite que estos se comporten como pelotas elásticas o se rompan en partículas mas pequeñas; es por esta razón que en cualquier sistema de tratamiento el objetivo principal es el de destruir esta membrana protectora, lo cual puede conseguirse si se neutraliza la acción del agente emulsificante.La ESTABILIDAD de las emulsiones depende de los siguientes factores:

1. Tipos de petróleo: Los petróleos de base naftenicas o asfaltenicas se emulsificaran con mayor rapidez y permanencia que los de base parafinica; esto se debe a que el asfalto y el bitumen que se encuentra en los petróleos de base naftenica actúan como excelentes agentes emulsificantes.

2. Viscosidad del petróleo: Se define por viscosidad de un liquido su resistencia a fluir. Mientras mayor sea la resistencia de un fluido a fluir, mayor será su viscosidad y recíprocamente, el fluido fluirá mas fácilmente cuando su viscosidad sea menor. Un petróleo con una viscosidad alta, es decir, un petróleo que fluye lentamente mantendrá en suspensión gotas mucho más grandes que uno de viscosidad baja. Por lo tanto, entre mas alta sea la viscosidad, la emulsión será mas estable.

3. Temperatura: La estabilidad de una emulsión depende de la temperatura ya que ejerce cierto control sobre la viscosidad. Por lo tanto, una

32



emulsión será más estable a baja temperatura, ya que así la viscosidad aumenta, haciendo mayor la resistencia al movimiento de los glóbulos. Es por esto que el calor se aplica en los sistemas de tratamiento, para propiciar el efecto contrario.

4. Porcentaje de agua: El porcentaje de agua en una emulsión tiene un efecto indirecto en su estabilidad, pues, sin importar el volumen de mezcla, la emulsión de máxima estabilidad siempre ocurrirá a una relación agua-petróleo fija.

5. Edad de una emulsión: Algunas emulsiones se hacen más estables y difíciles de tratar después que han envejecido, es decir, con el paso del tiempo, una porción del agua en la emulsión precipita, dejando un porcentaje menor al original lo cual hace a esta porción de la producción total más estable y difícil de tratar.

6. Agente emulsificante: Es probablemente el factor determinante en la estabilidad de las emulsiones, debido a que origina la formación de la misma.

7. Residuo 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, a mayor contenido de residuos de carbón contenidos en el petróleo, mayor será la estabilidad y viceversa.

8. Campos Eléctricos: La estabilidad de una emulsión aumentará cuando las cargas de las partículas aumenten. Algunas emulsiones son estabilizadas completamente por la atracción eléctrica.

9. Exposición al aire: Se ha comprobado que las emulsiones se estabilizan cuando están expuestas al aire. Esto es debido a que el oxígeno del aire reacciona con los componentes del crudo para formar un agente emulsificante. Esta reacción ocurre rápidamente, sólo unos pocos segundos de exposición al aire son necesarios para estabilizar la emulsión al máximo.

10. Tamaño de las Partículas : Se ha demostrado que cuando los glóbulos se acercan a un diámetro de 10 micrones (0.01 mm), la emulsión se hace más estable, pues los glóbulos tienden a depositarse.Las emulsiones de petróleo y agua pueden ocurrir en cuatro TIPOS diferentes:

Agua en petróleo: Consiste en glóbulos de agua dispersos en una fase continua de petróleo y comprende aproximadamente el 99% de las emulsiones presentes en la industria del petróleo. El contenido de agua puede variar entre 0 y 80 %, pero usualmente se encuentra entre 10 y 35 %.

Petróleo en agua: Consiste en glóbulos de petróleo disperso en una fase continua de agua. Este tipo cubre en aproximadamente 1 % de las emulsiones producidas en la industria del petróleo.

Petróleo en agua en petróleo: Estas emulsiones rara vez se encuentran en la producción de petróleo. En las áreas donde se encuentran, el petróleo es de alta viscosidad y gravedad específica, o el agua es relativamente blanda y fresca. Es de tipo complejo, los glóbulos de petróleo están dispersos en glóbulos más grandes de agua, y estos, en una fase continua de petróleo.

Agua en petróleo en agua: No ha sido encontrado en la producción de petróleo, aunque experimentalmente puede prepararse. En estructura es exactamente el reverso del tipo petróleo en agua en petróleo. Esta emulsión se trata de la misma manera que la del agua en petróleo, pero los residuos de

33



agua que se asientan pueden contener la mayor parte del contenido original del petróleo en gotas, por lo tanto, es necesario un tratamiento posterior como si fuera una emulsión de petróleo en aguaEl método más simple empleado parta IDENTIFICAR EL TIPO DE EMULSIÓN

es el uso del microscopio. El procedimiento es el siguiente:Se tiene una muestra de la emulsión y se coloca bajo el microscopio, luego una

pequeña cantidad de petróleo o agua es agregada a la muestra. El líquido que sea miscible con la emulsión representará a la fase continua.

Bajo un microscopio los glóbulos individuales son clara mente visibles, por lo tanto, por medio de la prueba explicada y la aparición de los glóbulos, el tipo de una emulsión compleja puede ser identificada.

Los TIPOS DE AGENTES EMULSIFICANTES pueden clasificarse de acuerdo a su solubilidad en la fase continua en:

No solubles tenemos: Sílica, negro de humo y arcilla Solubles tenemos: jabón de sodio, calcio, jabón de magnesio, asfalto, y

bitumenes.Adicionalmente ciertas sustancias hidrofílicas, como por ejemplo: goma y agar,

no se encuentran en el crudo pero pueden adicionarse a través del equipo de superficie. El agente emulsificante se adhiere a los glóbulos por absorción y posiblemente por atracción iónica, de esto se concluye que el tipo de agente emulsificante que es absorbido en la interfase petróleo- agua determinará el tipo de emulsión que se formará.

Para agentes emulsificantes sólidos, el líquido que moja el agente, será el líquido que formará la fase continua de la emulsión.

Para agentes solubles, la fase líquida de mayor solubilidad para el agente emulsificante será la fase continua de la emulsión.

Estos fenómenos son el efecto de la tensión superficial que existe entre el agente emulsificante y el petróleo, y del agente emulsificante y el agua.

Reclasificando los nombres de los agentes emulsificantes mencionados según el tipo de emulsión que formará, tenemos:

Petróleo-agua: arcilla, sílica (no soluble) , y jabón de sodio (soluble.) Agua-petróleo: Negro de humo, arcilla saturada con petróleo (no

soluble), jabón de calcio, asfalto, bitumenes (solubles.)Los emulsificantes de jabón están formados por una cadena muy larga de

hidrocarburos y un grupo polar. El grupo polar es atraído por el agua, mientras que la cadena de hidrocarburos se incorpora por si misma al petróleo.

Durante el proceso de producción, en el pozo productor, se aplican OPERACIONES PARA PREVENIR LA FORMACIÓN DE EMULSIONES, y prácticas para combatir la producción excesiva de agua. Posteriormente, la producción de crudo emulsionado es tratada con el método mas adecuado según las circunstancias y facilidades existentes.

La reducción de la emulsificación consiste en prevenirla, evitando las causas, mediante la eliminación o transformación de la operación, o del sistema de levantamiento en uso.

En el Yacimiento: Causa: Turbulencia durante el flujo de la roca al pozo.

34



Prevención: Contra-presión y Aumento del diámetro del pozo ( reduce la velocidad. )En el pozo productor:

Causa: Turbulencia originada por: Evolución del gas en solución, debido agrandes caídas de presiona en la línea de flujo. Diferentes secciones transversales en el reductor (diferentes diámetros). Restricciones o estranguladores superficiales y de fondo. Válvulas intermitentes, conexiones y codos agudos en la tubería de superficie.

Prevención:Si se usa un estrangulador de superficie se recomienda mantener la

presión alta en el separador, lo cual produce menor caída de presión a uno y otro lado del estrangulador, reduciendo la turbulencia de la corriente.

Inyección de agua en el crudo antes del punto de agitación. El exceso de agua o mayor porcentaje relativo de agua, produce la separación del agua por choque de las gotas pequeñas.

Si se usa un estrangulador de fondo, se obtiene mejor agitación, debido a la menor caída de presión, altas temperaturas en el fondo, y flujo en línea recta mas larga después del estrangulador. Sin embargo este tipo de instalación tiene su desventaja ya que requiere cerrar el pozo ocasionalmente.

Causa: En pozo productor por levantamiento por gas (gas lift) la emulsificación es generada por el gas que produce turbulencia o agitación en el punto de inyección del gas en la tubería reductora y en el cabezal de producción.

Prevención: La única medida de prevención en este caso es determinar el método mas conveniente (continuo e intermitente) por un proceso de tanteo y análisis de las características, aunque puede suceder que el método más ventajoso según la reducción de la emulsificación no resulte ideal desde otro punto de vista.

Causa: En pozos productores por bombeo mecánico existe agitación localizada en la bomba debido a pulsaciones, vibración de las válvulas fijas y móviles, o escape en los émbolos y otras piezas de la bomba.

Prevención: Corregir el escape de gas y reducir las otras causas. Por lo tanto, todo lo que un operador puede efectuar, es mantener al

mínimo todas las causas enumeradas. De aquí en adelante será necesario tratar las emulsiones que se formen según la Teoría básica de la SEPARACIÓN DE LAS EMULSIONES, a saber, en una emulsión de agua en petróleo hay dos fuerzas que están continuamente en oposición directa: la tensión superficial del agua, que le permite a las gotas formar otras más grandes, las cuales, cuando son suficientemente grandes precipitan debido a la fuerza de gravedad, y la fuerza de la película del agente emulsificante que rodea a las gotas, la cual tiende a evitar la unión de las gotas de agua y aun después del choque de dos de ellas, tiende a permanecer entre las gotas y evitar su coalición.

La RUPTURA DE UNA EMULSIÓN involucra diferentes etapas que se clasifican por orden cronológico de ocurrencia y según su carácter físico-químico. Una forma de estudiar las diferentes etapas es observar la coalescencia de una gota contra una interfase plana.

35



Primero la gota se acerca a la interfase plana debido al empuje de Arquímedes. Su acercamiento está frenado por las fuerzas viscosas de fricción. Esta etapa corresponde a la sedimentación.

Al acercarse la gota a la interfase se producen oscilaciones y deformaciones debido a la energía cinética traída por la gota. Una parte de la fase externa se encuentra atrapada en forma de película entre la gota y la interfase. Se dice que la gota ha floculado y que falta la última etapa de drenaje de la película para que ocurra la coalescencia.

La tercera etapa o coalescencia requiere al drenaje lateral de la película de fase continua hasta que sea suficientemente delgada para romperse bajo el efecto de las perturbaciones. Después de romperse la película, se efectúa la coalescencia propiamente dicha, es decir, la transferencia de masa parcial o total de la gota (mayor curvatura = mayor presión) hacia el otro lado de la interfase. En el proceso de coalescencia el proceso lento es el drenaje de la película que culmina por la ruptura.

Algunos de los procesos que intervienen en la ruptura de una emulsión serán explicados con mayor detalle a continuación:

SEDIMENTACIÓN:La primera etapa corresponde siempre a un acercamiento de las gotas,

particularmente si la emulsión tiene un bajo contenido de fase interna. Esta etapa corresponde a la sedimentación y a la floculación.

La sedimentación gravitatoria está regida por la Ley de Stokes, que permite calcular la velocidad “VS” de sedimentación.

La Ley de Stokes debe modificarse para dar cuenta de los casos reales. En efecto, una gota de fluido no es ni esférica ni rígida, y puede además presentar un movimiento convectivo interno (Hadamard) y un gradiente de tensión en su superficie. Ambos fenómenos tienden a reducir la velocidad terminal de sedimentación. Además de lo anterior, las gotas de una emulsión sedimentan juntas y pueden tener interacciones hidrodinámicas, particularmente debido al hecho de que gotas de diferente tamaño sedimentan a diferentes velocidades. En fin, la Ley de Stokes nos suministra solamente una idea semicuantitativa de la velocidad de sedimentación, pero permite determinar las variables involucradas y hallar las condiciones extremas.

Una velocidad de sedimentación del orden de 1 mm por día es suficientemente baja para que el movimiento de convección térmica y el movimiento Browniano la compense. Esto significa que el tamaño mínimo de una gota de agua susceptible de sedimentarse en un aceite es:

1.5 micra en aceite de 10 cp y d = 0,815 micras en aceite de lO cp y d = 0,860 micras en aceite de 200 cp y d = 0,90.3 mm en aceite de 500 cp y d = 0,95

Estos valores indican que el problema de sedimentación puede volverse muy severo para crudos pesados o extrapesados.

36



Una forma de reducir el problema es calentar la emulsión ya que el aumento de temperatura produce una disminución (exponencial) de la viscosidad del aceite, y a menudo un aumento de la diferencia de densidad. Sin embargo el calentamiento tiene tendencia en producir fenómenos de convección que pueden contrarrestar la sedimentación; por eso se deberán diseñar equipos destinados a reducir el efecto de la convección.

FLOCULACÍON:La floculación es la aglomeración de las gotas en agregados irregulares en los

cuales se pueden siempre reconocer las gotas individuales. La floculación no es un fenómeno irreversible y las gotas pueden volverse independientes de nuevo si se somete el floculado a una agitación suave (mucho menor que la agitación requerida para formar la emulsión).

La floculación permite que se formen agregados de tamaño mucho mayor a los de las gotas y que por lo tanto puedan sedimentarse más rápidamente. Por otra parte las gotas floculadas están en contacto (aún lejano) y pueden eventualmente coalescer si las circunstancias son favorables.

Las fuerzas responsables por la floculación son las fuerzas de Van der Waals entre las moléculas adsorbidas del emulsionante y el agente floculante. Las gotas poseen en la interfase una carga eléctrica, y por lo tanto su acercamiento está inhibido por una repulsión de tipo eléctrico.

La teoría de la floculación ha sido desarrollada hasta un punto bastante avanzada para las suspensiones coloidales liofóbicas (que huyen al solvente) por Derjaguin, Landau, Venwey y Overbeek y lleva el nombre de DVLO. Se basa sobre la presencia de un potencial que contiene dos factores: uno repulsivo (fuerzas electrostáticas) y uno atractivo (fuerzas de London - Van der Waals). Este potencial presenta siempre un mínimo a distancia nula, pero puede también poseer un máximo o barrera de potencial que las partículas tienen que vencer para acercarse. En ciertos casos existe un segundo mínimo que corresponde a un estado estable de aglomeración de las partículas a “gran’ distancia: la floculación.

Tal teoría no se puede aplicar sino cualitativamente al caso de las emulsiones agua en crudo. En efecto, tales emulsiones involucran otros tipos de fuerzas, particularmente las llamadas de barrera esférica producidas por los emulsionantes adsorbidos. En todos casos se puede considerar un tratamiento cualitativo semejante.

Existen fuerzas de atracción de tipo Van der WaalsExisten fuerzas de repulsión eléctrica (doble capa)Existen fuerzas de repulsión esféricas

Tal combinación puede producir un potencial con un mínimo de ‘gran’ distancia para un estado floculado estable. En caso de no existir tal mínimo, el mecanismo de acercamiento puede estar considerablemente demorado por razones hidrodinámicas, ya que la película de aceite que se encuentra entre dos gotas que se acercan tienen que drenarse. Tal proceso puede ser retrasado por fenómenos viscosos, electro-viscosos o interfaciales. (viscosidad interfacial, gradiente de tensión)

37



Los métodos de deshidratación tienden a favorecer la floculación mediante una reducción de las fuerzas repulsivas o la formación de fuerzas atractivas adicionales (dipolos inducidos en campo electrostático). También se intenta acelerar la floculación con aditivos químicos floculantes y reducir las propiedades viscosas y visco-eléctricas de la película adsorbida de emulsionante por desplazamiento por otros surfactantes y/o aumento de la temperatura.

COALESCENCIA:Una emulsión no se considera rota hasta tanto las gotas hayan coalescido. La

coalescencia es un fenómeno irreversible en el cual las gotas pierden su identidad.En la mayoría de los casos la coalescencia es la etapa lenta del proceso de

ruptura de una emulsión; en estos casos es la velocidad de coalescencia que determina la estabilidad de una emulsión.

Al coalescer dos gotas el área interfacial se reduce y por lo tanto también la energía libre del sistema. Desde el punto de vista termodinámico la coalescencia es un fenómeno espontáneo. Sin embargo, la coalescencia puede producirse solamente sise pueden vencer las barreras energéticas asociadas con las capas de emulsionante adsorbido y la película de fase continua entre las dos gotas.

La etapa de drenaje de esta película involucra varios fenómenos. De una parte el movimiento del fluido hacia fuera produce un efecto viscoso que puede ser considerable para crudos pesados. Además se puede considerar que por ser el aceite una sustancia poco conductora, la doble capa eléctrica es relativamente extendida. Al acercarse las interfases se puede producir una repulsión electrostática. Finalmente, el movimiento de drenaje del fluido arrastra los iones de la doble capa difusa, lo que resulta en la formación de un potencial de flujo y del retardo electro-viscoso correspondiente.

Al acercarse más las interfases se produce un fenómeno de interacción esférico entre las moléculas adsorbidas. En el caso de emulsiones de agua en crudo las sustancias emulsionantes naturales poseen en general un alto peso molecular y por lo tanto pueden ‘sobrepasar’ considerablemente de la interfase y empezar a interactuar entre sí a distancias relativamente grandes, demasiado grandes para que se efectúe la coalescencia.

Las gotas que se acercan poseen una cierta energía promedia, y algunas tienen una energía suficiente para vencer la barrera. Otra forma de considerar el problema es suponer que las gotas se han acercado mediante un proceso de floculación y que se encuentran a cierta distancia. La interfase está sometida a perturbaciones, y la coalescencia procede solamente si estas perturbaciones son suficientes para atravesar la película de fase continua.

Cualquiera sea el modelo utilizado, existe una competencia entre un fenómeno de inestabilidad que produce al final una reducción de energía libre, y una barrera energética que se debe vencer. A mayor inestabilidad (energía de choque, energía de vibración, coeficiente de difusión de la gota) y menor barrera energética (efectos electrostáticos, esféricos y electro-viscosos), más rápida será la coalescencia.

Los procesos de deshidratación tienden más que todo a reducir la barrera energética mediante varios efectos tales como la reducción de la carga adsorbida, la desorción de los emulsionantes naturales y la reducción de viscosidad de la fase continua.

38



Para romper una emulsión de petróleo, las propiedades del agente emulsificante deben ser neutralizadas o destruidas para que las gotas de agua puedan unirse. Muchos procedimientos para la neutralización o destrucción del agente emulsificante han sido presentados y los mas populares son:

Aplicación de las químicas: Muchas teorías han sido propuestas para comprender el efecto que los agentes químicos tienen sobre las emulsiones. Una teoría es aquella de que la química es usada estrictamente para neutralizar al agente emulsificante, sobre la base de que para romper una emulsión de agua en petróleo, debe agregarse una gente emulsificante que normalmente produce una emulsión inversa de petróleo en agua. Al tender a cambiar las fases se obtiene la condición intermedia o separación completa.

En la segunda teoría, se supone que la química torna quebradiza la película del agente emulsificante que rodea a la gota de agua y hace que la película tenga un coeficiente muy bajo de expansión. Cuando el agua encerrada por la película se extiende por efecto del calor, la película es destrozada y se rompe la emulsión.

Aplicación del calor: Varias teorías han sido desarrolladas para explicar el efecto del calor en el tratamiento de las emulsiones. Una teoría supone que gotas muy pequeñas, tales como las que forman las emulsiones, están en movimiento continuo debido a un fenómeno conocido como movimiento browniano.

El calor aumenta este movimiento y hace que las gotas choquen con mayor frecuencia y mayor fuerza. Cuando la fuerza de choque sea suficientemente grande la película se romperá y las gotas se unirán.

El calor reduce también la viscosidad del petróleo en la fase continua y con ello permite que las fuerzas con que choquen las fuerzas sea mayor, al mismo tiempo permite que el agua precipite mas rápido.

Efecto de la corriente eléctrica: Los glóbulos de una emulsión de petróleo en agua varían en tamaño desde los 1x10-3 hasta varios milímetros en diámetro. De un estudio hecho con un microscopio eléctrico, se encontró que algunos glóbulos tienen una carga eléctrica positiva, mientras que otros no tiene ninguna carga.

Cuando una corriente alterna de alta potencia es impuesta a través de una emulsión, los glóbulos, ya estén previamente cargados o no, se cargaran por inducción. La fracción entre las cargas opuestas de los glóbulos causaran que estas se atraigan y alineen formando una cadena entre los electrodos, donde el lado positivo de los glóbulos está en contacto con el lado negativo de los glóbulos adyacentes, así, los glóbulos cargados emigran hacia el cátodo donde se coagulan y se asientan.

39



APÉNDICE II:APÉNDICE II:

MÉTODOS DE LABORATORIOMÉTODOS DE LABORATORIO

Pruebas de Botella:La prueba de botella, es uno de los métodos de selección de productos químicos deshidratantes. Se denomina así por el tipo de recipiente que se usa, en el cual se vierte cierta cantidad de la muestra emulsionada que será tratada.Mediante esta prueba se puede determinar qué clase de compuesto químico romperá de manera efectiva la emulsión del petróleo crudo de cierta segregación. También indicará la proporción de compuesto químico necesaria para tratar el volumen de petróleo emulsionado que se está extrayendo del yacimiento.El siguiente procedimiento se recomienda para obtener resultados confiables:

1. La muestra debe ser representativa del petróleo emulsionado que va a ser tratado.

2. La muestra debe ser fresca, y deberá procesarse tan pronto como sea posible.3. Se deben simular durante la prueba las Condiciones de agitación, y

temperatura presentes en el sistema de bombeo de crudo que será utilizado.

Para efectuar las pruebas de botella se ejecutan las siguientes etapas:

a.- Toma de muestra.b.- Materiales requeridos.c.- Preparación de las muestras de compuestos químicos.d.- Desarrollo de la prueba.e.- Registro de resultados.f.- Interpretación de resultados.

Coalescedor dinámico:El método se basa en proporcionarle al fluido una intensidad de mezcla relacionada con la velocidad rotacional controlada por el equipo, de tal manera que se logre una condición de mezcla óptima entre el demulsificante y la emulsión que se va a tratar. Esta condición es necesaria para obtener la coalescencia de las gotas de agua; es decir, que gotas mas pequeñas se reúnan y formen gotas más grandes, las cuales se separan de la fase externa por efectos de diferencia de gravedad. La coalescencia solamente ocurre bajo ciertas condiciones definidas de mezclado. Una vez desestabilizada la emulsión, las gotas que formen la emulsión chocan de tal forma que pueden transformarse en gotas grandes y no en pequeñas, lo cual ocurrirá si el choque entre ellas es muy violento. Por esa razón debe haber una intensidad y un tiempo óptimo de mezclado para que se produzca este fenómeno.El equipo para estas pruebas consiste básicamente en dos cilindros concéntricos, donde el interno rota a una velocidad controlada.Para determinar el producto químico apropiado para un crudo, en el laboratorio, es necesario hacer varias pruebas de deshidratación tomando en cuenta tres parámetros, a saber: concentración de demulsificantes, velocidad y tiempo de

40



agitación, a la misma temperatura del crudo en el campo y con un tiempo de reposo de 24 horas.

41



APÉNDICE III:APÉNDICE III:EL PETRÓLEO Y SUS DERIVADOS A PARTIR DE LA REFINACIÓN.EL PETRÓLEO Y SUS DERIVADOS A PARTIR DE LA REFINACIÓN.

Del petróleo se dice que es el energético más importante en la historia de la humanidad; un recurso natural no renovable que aporta el mayor porcentaje del total de la energía que se consume en el mundo. Aunque se conoce de su existencia y utilización desde épocas milenarias, la historia del petróleo como elemento vital y factor estratégico de desarrollo es relativamente reciente.El petróleo contiene tal diversidad de componentes que difícilmente se encuentran dos tipos idénticos. Además existen parámetros internacionales, como los del Instituto Americano del Petróleo (API) que diferencian sus calidades y, por tanto, su valor. Así, entre más grados API tenga un petróleo, mejor es su calidad. Los petróleos de mejor calidad son aquellos que se clasifican como "livianos" y/o "suaves" y "dulces". Los llamados "livianos" son aquellos que tienen más de 26 grados API. Los "intermedios" se sitúan entre 20º y 26º API, y los "pesados" por debajo de 20º API.El petróleo es una sustancia aceitosa de color oscuro a la que, por sus compuestos de hidrógeno y carbono, se le denomina hidrocarburo. La composición elemental del petróleo normalmente está comprendida dentro de los siguientes intervalos:

Elemento% PesoCarbón 84 - 87Hidrógeno 11 - 14Azufre 0 - 2Nitrógeno 0.2

Ese hidrocarburo puede estar en estado líquido o en estado gaseoso. En el primer caso es un aceite al que también se le dice crudo. En el segundo se le conoce como gas natural.El petróleo finalmente llega a las refinerías en su estado natural para su procesamiento. Aquí prácticamente lo que se hace es cocinarlo. Por tal razón es que al petróleo también se le denomina "crudo".Una refinería es un enorme complejo donde ese petróleo crudo se somete en primer lugar a un proceso de destilación o separación física y luego a procesos químicos que permiten extraerle buena parte de la gran variedad de componentes que contiene. El petróleo tiene una gran variedad de compuestos, al punto que de él se pueden obtener por encima de los 2.000 productos.

42



El petróleo se puede igualmente clasificar en cuatro categorías: parafínico, nafténico, asfáltico o mixto y aromático. Los productos que se sacan del proceso de refinación se llaman derivados y los hay de dos tipos: los combustibles, como la gasolina, ACPM, etc.; y los petroquímicos, tales como polietileno, benceno, etc. Las refinerías son muy distintas unas de otras, según las tecnologías y los esquemas de proceso que se utilicen, así como su capacidad. Las hay para procesar petróleos suaves, petróleos pesados o mezclas de ambos. Por consiguiente, los productos que se obtienen varían de una a otra. La refinación se cumple en varias etapas. Es por esto que una refinería tiene numerosas torres, unidades, equipos y tuberías. En términos sencillos, el funcionamiento de una refinería de este tipo se cumple de la siguiente manera: El primer paso de la refinación del petróleo crudo se cumple en las torres de "destilación primaria" o "destilación atmosférica".En su interior, estas torres operan a una presión cercana a la atmosférica y están divididas en numerosos compartimientos a los que se denominan "bandejas" o "platos". Cada bandeja tiene una temperatura diferente y cumple la función de fraccionar los componentes del petróleo.El crudo llega a estas torres después de pasar por un horno, donde se "cocina" a temperaturas de hasta 400 grados centígrados que lo convierten en vapor. Esos vapores entran por la parte inferior de la torre de destilación y ascienden por entre las bandejas. A medida que suben pierden calor y se enfrían. Cuando cada componente vaporizado encuentra su propia temperatura, se condensa y se deposita en su respectiva bandeja, a la cual están conectados ductos por los que se recogen las distintas corrientes que se separaron en esta etapa. Al fondo de la torre cae el "crudo reducido", es decir, aquel que no alcanzó a evaporarse en esta primera etapa. Se cumple así el primer paso de la refinación. De abajo hacia arriba se han obtenido, en su orden: gasóleos, acpm, queroseno, turbosina, nafta y gases ricos en butano y propano. Algunos de estos, como la turbosina, queroseno y acpm, son productos ya finales. Las demás corrientes se envían a otras torres y unidades para someterlas a nuevos procesos, al final de los cuales se obtendrán los demás derivados del petróleo. Así, por ejemplo, la torre de "destilación al vacío" recibe el crudo reducido de la primera etapa y saca gasóleos pesados, bases parafínicas y residuos. La Unidad de Craqueo Catalítico o Cracking recibe gasóleos y crudos reducidos para producir fundamentalmente gasolina y gas propano.

43



Las unidades de Recuperación de Vapores reciben los gases ricos de las demás plantas y sacan gas combustible, gas propano, propileno y butanos. La planta de mezclas es en últimas la que recibe las distintas corrientes de naftas para obtener la gasolina motor, extra y corriente. La unidad de aromáticos produce a partir de la nafta: tolueno, xilenos, benceno, ciclohexano y otros petroquímicos. La de Parafinas recibe destilados parafínicos y nafténicos para sacar parafinas y bases lubricantes. De todo este proceso también se obtienen azufre y combustóleo. El combustóleo es lo último que sale del petróleo. Es algo así como el fondo del barril.En resumen, el principal producto que sale de la refinación del petróleo es la gasolina motor. El volumen de gasolina que cada refinería obtiene es el resultado del esquema que utilice. En promedio, por cada barril de petróleo que entra a una refinería se obtiene 40 y 50 por ciento de gasolina.El gas natural rico en gases petroquímicos también se puede procesar en las refinerías para obtener diversos productos de uso en la industria petroquímica.

Los siguientes son los diferentes productos deriva dos del petróleo y su utilización:

Gasolina motor corriente y extra - Para consumo en los vehículos automotores de combustión interna, entre otros usos.

Turbocombustible o turbosina - Gasolina para aviones jet, también conocida como Jet-A.

Gasolina de aviación - Para uso en aviones con motores de combustión interna.

ACPM o Diesel - De uso común en camiones y buses.

Queroseno - Se utiliza en estufas domésticas y en equipos industriales. Es el que comúnmente se llama "petróleo".

Cocinol - Especie de gasolina para consumos domésticos. Su producción es mínima.Gas propano o GLP - Se utiliza como combustible doméstico e industrial.

Bencina industrial - Se usa como materia prima para la fabricación de disolventes alifáticos o como combustible doméstico

44



Combustóleo o Fuel Oil - Es un combustible pesado para hornos y calderas industriales.

Disolventes alifáticos - Sirven para la extracción de aceites, pinturas, pegantes y adhesivos; para la producción de thinner, gas para quemadores industriales, elaboración de tintas, formulación y fabricación de productos agrícolas, de caucho, ceras y betunes, y para limpieza en general.

Asfaltos - Se utilizan para la producción de asfalto y como material sellante en la industria de la construcción.

Bases lubricantes - Es la materia prima para la producción de los aceites lubricantes.

Ceras parafínicas - Es la materia prima para la producción de velas y similares, ceras para pisos, fósforos, papel parafinado, vaselinas, etc.

Polietileno - Materia prima para la industria del plástico en general

Alquitrán aromático (Arotar) - Materia prima para la elaboración de negro de humo que, a su vez, se usa en la industria de llantas. También es un diluyente

Acido nafténico - Sirve para preparar sales metálicas tales como naftenatos de calcio, cobre, zinc, plomo, cobalto, etc., que se aplican en la industria de pinturas, resinas, poliéster, detergentes, tensoactivos y fungicidas

Benceno - Sirve para fabricar ciclohexano.

Ciclohexano - Es la materia prima para producir caprolactama y ácido adípico con destino al nylon.

Tolueno - Se usa como disolvente en la fabricación de pinturas, resinas, adhesivos, pegantes, thinner y tintas, y como materia prima del benceno.

Xilenos mezclados - Se utilizan en la industria de pinturas, de insecticidas y de thinner.

Ortoxileno - Es la materia prima para la producción de anhídrico ftálico.

Alquilbenceno - Se usa en la industria de todo tipo de detergentes, para elaborar plaguicidas, ácidos sulfónicos y en la industria de curtientes.

45



El azufre que sale de las refinerías sirve para la vulcanización del caucho, fabricación de algunos tipos de acero y preparación de ácido sulfúrico, entre otros usos. En Colombia, de otro lado, se extrae un petróleo pesado que se llama Crudo Castilla, el cual se utiliza para la producción de asfaltos y/o para mejoramiento directo de carreteras, así como para consumos en hornos y calderas.

El gas natural sirve como combustible para usos doméstico, industriales y para la generación de energía termoeléctrica.En el área industrial es la materia prima para el sector de la petroquímica. A partir del gas natural se obtiene, por ejemplo, el polietileno, que es la materia prima de los plásticos.Del gas natural también se puede sacar gas propano. Esto es posible cuando el gas natural es rico en componentes como propanos y butanos, corrientes líquidas que se le separan.

46



GLOSARIOGLOSARIO

Almacenamiento:

Instalación que cuenta con uno o varios depósitos con la finalidad de acopiar

los combustibles líquidos y gaseosos.

API:

Sigla de American Petroleum Institute, que es una asociación estadounidense

de la industria petrolera, que patrocina una división de la producción

petrolera en la ciudad de Dallas, Texas.

El instituto fue fundado en 1920 y se constituyó en la organización de mayor

autoridad normativa de los equipos de perforación y de producción petrolera.

Publica códigos que se aplican en distintas áreas petroleras y elabora

indicadores, como el peso específico de los crudos que se denomina "grados

API".

a la zona petrolífera que produce menos de 200 metros cúbicos diarios.

Asfalto:

Hidrocarburo sólido, semisólido o viscoso, y de color variable entre pardo y

negro. Es un derivado del petróleo que se obtiene por destilación al vacío de

los residuos de la destilación atmosférica.

Tiene propiedades adhesivas y aislantes, y se lo usa en la construcción de

carreteras.

Compresión (instalaciones de ...): Están destinadas a la compresión de

un gas y se compone de compresores, de dispositivos y accesorios de

47



medición, control y regulación, de instalaciónes de distribución de energía,

tuberías, instalaciones anexas, dispositivos de seguridad y de obras de

ingeniería civil.

Compresor:

Máquina que incrementa la presión o la velocidad del gas con vista a su

transporte o almacenamiento.

Condensado de gas:

Hidrocarburo que se mantiene en estado gaseoso en las condiciones de su

depósito natural pero por las altas presiones se licua en las condiciones

superficiales normales. En otros países se lo conoce como líquido del gas

natural.

Condiciones normales del gas:

Volumen y otras propiedades físicas del gas seco medido a presión ambiente

y a 15° C de temperatura.

Depuración:

Operación que consiste en eliminar las impurezas de los gases combustibles.

Derivados:

Son los productos obtenidos directamente por destilación del petróleo. Una

refinería fabrica tres clases de derivados:

I) Productos terminados, que pueden ser suministrados directamente al

consumo

48



II) Productos semiterminados, que pueden servir de base a ciertos productos

después de mejorar su calidad mediante adictivos

III) Subproductos o productos intermedios, como la nafta virgen, que sirve

como la materia prima petroquímica.

Destilación:

Operación que separa a los hidrocarburos en varias fracciones por

vaporización seguida de condensación. El calentamiento de los productos a

tratar se realiza, por lo general, en hornos tubulares y separadores en

columnas. Según la naturaleza de los productos finales se efectúa una

destilación a presión atmosférica o una destilación al vacío.

Destilación al vacío:

Destilación que se realiza en una torre de fraccionamiento a presión inferior a

la atmosférica. El crudo reducido por destilación atmosférica es el que se

somete a la destilación al vacío.

Destilación atmosférica:

Primera destilación del petróleo crudo con el fin de obtener naftas,

querosene, gasoil y los productos más pesados. Siempre se realiza a presión

atmosférica.

Emulsión:

Una emulsión es una mezcla de dos líquidos inmiscibles, es decir, líquidos

que no se mezclan bajo condiciones normales, uno de los líquidos esta

disperso en el otro en forma de pequeñas gotas, y es estabilizado por una

agente emulsionante.

49



Emulsiones Asfálticas:

Es un producto que se forma por la dispersión de partículas de asfalto

diluidas finamente en agua, estabilizada por la acción de un emulsificante.

Permite la aplicación de asfalto en frío. Su uso principal es en la construcción

de carreteras.

Enriquecimiento del gas:

Operación dirigida a elevar el poder calórico de un gas por eliminación de

elementos inertes o a través de la incorporación de un gas con más alto

poder calórico.

Estación de bombeo:

Instalación situada en el recorrido de un oleoducto destinada a impulsar el

fluido.

Su número a lo largo del mismo depende de la viscosidad del producto

transportado, del relieve geográfico de las regiones atravesadas y del

diámetro de la tubería.

Gas ácido (o agrio) :

Gas natural que contiene ácido sulfhídrico (hidrógeno sulfurado), dióxido de

carbono (anhídrido carbónico, gas carbónico) u otros componentes corrosivos

y que debe ser tratado antes de su utilización.

Gas asociado al petróleo:

Gas que se presenta en los yacimientos junto al petróleo.

50



Puede estar en el yacimiento como una capa libre, también mezclado con el

petróleo y presentarse como condensado formando una sola faz líquida con

él en determinadas condiciones de temperatura y presión. El condensado se

da en muchos yacimientos de la Provincia de Santa Cruz.

Gas de carbón:

Gas combustible producido por gasificación de carbón mineral mediante aire

o mezcla de aire saturado en vapor de agua.

Se lo utilizaba antiguamente en el alumbrado urbano; aún se lo sigue usando

como combustible en países que tienen grandes reservas de carbón mineral,

como Sudáfrica y otros.

Gas de refinería:

Gas producido durante el refinamiento del petróleo.

Gas húmedo:

Gas natural que contiene gas licuado de petróleo.

Gas licuado de petróleo (GLP) :

Generalmente se trata de propano y de butano comerciales para usos

domésticos e industriales. Es un producto de la refinación del petróleo.

Con el mismo nombre, y denominado generalmente como GLP, también se

identifican al propano y los butanos provenientes del gas natural, que

también tiene etano.

Gas licuado (transporte de...) :

51



Se emplean camiones de gran recipiente en forma cilíndrica, poliductos y

buques especialmente acondicionados.

Gas licuado del petróleo:

Es una mezcla de hidrocarburos livianos (gases), licuados por presión y

procedentes de la refinación del petróleo. Los principales componentes son

propano, butano y en menor proporción pueden estar presentes etileno,

propileno, butileno y pentanos. Su principal uso es en la industria en hornos

de alta temperatura que requieren de combustibles que dejen poco residuo y

en el consumo doméstico donde es comúnmente conocido como el gas para

las cocinas. Debe almacenarse y manejarse con cuidados especiales por su

alta volatilidad y fácil ignición.

Gas natural:

Gas que se presenta natural en el subsuelo y está constituido principalmente

por metano.

El gas natural tiene varios componentes, siendo el mas abundante el metano

(80%), que se usa en los consumos domiciliarios, comerciales e industriales.

Por su parte, el butano (2,5%) y el propano (6%) se emplean como gas

licuado provistos en distintos tipos de garrafas. El etano (7%) es usado en la

industria petroquímica como materia prima del etileno.

Gas natural seco:

Gas natural que no contiene gas licuado de petróleo y cuyo contenido básico

es metano.

Gas no corrosivo:

52



Gas natural que no contiene componentes sulfurados y que puede ser usado

sin previa purificación.

Gasoducto:

Tubería para el transporte de gas natural a alta presión y grandes distancias.

Los gasoductos pueden ser nacionales e internacionales, y suministran a una

sola o varias regiones. Argentina tiene tres grandes sistemas de gasoductos.

Naftas

Es una mezcla de hidrocarburos refinados parcialmente obtenida en la parte

superior de la torre de destilación atmosférica. RECOPE produce dos tipos de

naftas: liviana y pesada, ambas se diferencian por el rango de destilación y

son la base para la producción de las gasolinas. Existen productos en el

mercado internacional con el nombre de naftas, sin embargo, presentan

características diferentes en su especificación técnica a las producidas por

RECOPE, especialmente en su rango de destilación.

Las naftas son sumamente inflamables por lo que su manejo y

almacenamiento requiere de cuidado especial. Su principal uso es como

solvente de algunos productos agrícolas, también tiene un uso en la industria

de pinturas y en la producción de solventes específicos.

Tensión interfacial:

Es la tensión limite que se origina cuando dos líquidos inmiscibles se ponen

en contacto formando una interfase, como consecuencia de un equilibrio de

fuerzas de atracción del tipo Van der Waals, pero de magnitudes diferentes,

53



y cuyo valor se encuentra dentro de las tensiones superficiales de los dos

líquidos.

Tensión superficial

Es la energía requerida para aumentar a temperatura constante e

irreversiblemente el área de una superficie, también puede definirse como la

fuerza que actúa en forma perpendicular, a cualquier línea de longitud

unidad sobre la superficie del líquido.

Viscosidad:

Es la resistencia de un fluido a fluir.

BibliografíaBibliografía

Manual de Tratamiento de Crudos. CIED.

SALAS, Guillermo José. Petróleo. Quinta edición. 1980.

Tesis de emulsiones de crudos en agua para reparación de

pozos.

Industria Venezolana de los hidrocarburos. Tomo 1. Ediciones

CEPET.

BECHER, Paúl. Emulsiones, teoría y practica. Editorial Blume.

54



KEMMER, Frank. Manual del agua. Su naturaleza, tratamiento

y aplicaciones. Nalco Chemical Company. Tomo I, II, III.

55

deshidratación química

Documents