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ENTREGA ARTICULO PROYECTO DE GRADO
Título: Análisis del proceso de Demulsificación de Crudo Pesado: Fenómenos y Mecanismos
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Responsable: Diego Alexander Polo Contreras
Asesor: Oscar Alberto Álvarez Solano.
Co-asesor: Jeferson A. Ramírez
Objetivos
Objetivo General
Analizar y comprender los fenómenos y mecanismos que intervienen en el proceso de
demulsificación de emulsiones de agua en crudo pesado.
Objetivos Específicos
1. Comprender y evaluar el efecto de agentes surfactantes sintéticos sobre la interface
Agua/crudo como mecanismo precursor de la demulsificación de emulsiones de agua
crudo pesado.
2. Evaluar el desempeño de agentes surfactantes para demulsificar las emulsiones de agua
en crudo pesado.
Asesor: _________________________________
Oscar Alberto Álvarez Solano
Análisis del proceso de Demulsificación de Crudo Pesado: Fenómenos y Mecanismos
Diego Polo, Jeferson Ramírez, Oscar Álvarez Universidad de los Andes, Departamento de Ingeniería Química, Bogotá D.C., Colombia
Resumen
En la actualidad, uno de los procesos necesarios para la producción de petróleo es la deshidratación
del crudo, este procedimiento se lleva a cabo como consecuencia de la formación de emulsiones de
agua en petróleo debido a la presencia de surfactantes naturales. El tratamiento de emulsiones con
surfactantes de acción deshidratante es uno de los métodos que más se utiliza en los campos
petroleros, los cuales tienen una acción sobre la interfase del sistema permitiendo la coalescencia y
separación de fases. En este trabajo se analizaron los fenómenos de la demulsificación del crudo
por medio de tratamientos químicos los cuales involucran el uso de surfactantes con acción
demulsificante. También los efectos generados por diferentes tipos de demulsificantes sobre la
interfase crudo/agua que permitirán la separación de las fases. El análisis del fenómeno de
demulsificación se realizó por medio del seguimiento de dinámica interfacial y finalmente se evaluó
el rendimiento de los surfactantes. En primera instancia se evidenció el efecto de la presencia de
agentes demulsificantes en la interfase agua/crudo, el cual representó una disminución de la tensión
interfacial del sistema Agua/Crudo/Demulsificantes por la adsorción de los mismos en la interfase
que desplazan los surfactantes naturales desestabilizando el sistema y generando destrucción de
emulsiones. De igual manera se determinó el rendimiento de los surfactantes de la línea comercial
DEMTROL™ de la compañía DOW Química y otros cuatro surfactantes genéricos.
Palabras Clave: Fenómeno, Demulsificación, Dinámica interfacial, Crudo pesado, Rendimiento,
Demulsificantes.
Introducción
En Colombia, la producción de petróleo ha sido un factor determinante para la economía nacional,
ya que este es el recurso que genera mayores ingresos para el país en el mercado internacional
(Mayorga, 2002). Por otra parte, los nuevos pozos de los cuales se realiza la extracción del petroleo
proveen un crudo de carácter pesado, el cual es utilizado con el fin de contrarrestar el déficit de
crudo liviano producido. Para extraer este crudo pesado se utiliza la técnica de inundamiento de
pozos, esta técnica consiste en el bombeo de agua o inyección de vapor al pozo que genera un
gradiente de presión en la zona donde se encuentra el crudo ocasionando que este salga a la
superficie. Sin embargo a través del tiempo se evidenciaron algunos problemas en este método de
extracción de petroleo ya que aunque era una solución nueva y rentable presentaba ciertas
desventajas en términos de transporte y refinado. La principal debilidad encontrada es la separación
del agua presente en el crudo luego de la extracción. Parte del agua que es inyectada para el proceso
de obtención del crudo puede ser recuperada con fácilidad, y a esta cantidad de agua recuperada
se le llama agua libre. Por otra parte, existe otro porcentaje de agua el cual presenta dificultades
para la separación, pues esta cantidad de agua no retirada interactua fuertemente con el crudo
formando emulsiones. Este tipo de sucesos son indeseables ya que la presencia del agua dentro del
crudo genera ciertos costos adicionales tanto en la refinación como en el transporte. Uno de estos
costos están asociados a la corrosión y las pérdidas de calor del mismo (Muñoz, 2001)
Dadas las condiciones de alta cizalla que se producen en los equipos que hacen parte del proceso
de producción del petróleo se generan emulsiones de agua en crudo. Sin embargo estas emulsiones
no son deseadas de tal manera que se requiere eliminar esta cantidad de agua en el menor tiempo
posible. Para ello es necesario disminuir las condiciones en las que el proceso genera una alta
turbulencia de tal manera que se pueda eliminar el agua. Se han encontrado estudios los cuales
proponen agregar surfactantes dentro de los pozos con el fin de evitar la formación de emulsiones,
sin embargo, hay casos en los cuales esta solución no tiene resultados positivos, de tal manera que
es necesario implementar un proceso para desestabilizar la emulsión y así lograr la separación
requerida (Salager & Marfisi, 2004). Existen diversos métodos para lograr la separación del agua y
el petroleo obtenido de los pozos. Para ello se pueden utilizar tratamientos que involucren uno o
más métodos entre los cuales se encuentran los mécanicos, térmicos y químicos.
Los métodos de deshidratación mecánicos consisten principalmente en procesos que involucran la
agitación o choques, sin embargo estos procesos presentan inconvenientes cuando los crudos
procesados presentan altas viscosidades lo cual requiere un gran uso energético para su separación.
Por otra parte los tratamientos electrostáticos consisten en someter los crudos emulsificados a un
campo eléctrico que permitirá la separación de las fases por medio de afinidades electrónicas de la
fase polar del sistema Agua/crudo, este método presenta desventajas cuando se tiene una baja
concentración de fase polar ya que la energía generada por el campo no va a ser la suficiente para
mover la fase dispersa y generar una separación de fases. Por ultimo en la actualidad se está
utilizando un método de demulsificación del crudo el cual consiste en el uso de tensoactivos los
cuales presentan un alto grado de separación de la emulsión. Este método de separación se utiliza
en la actualidad debido a su rendimiento, sin embargo, la eficiencia de este método es dependiente
del tipo de crudo que se trata, por lo cual es necesario desarrollar variaciones en el proceso para
lograr una buena separación de los componentes de la emulsión. Se han realizado estudios en los
cuales se explica el mecanismo de demulsificación, el cual se lleva a cabo en tres etapas: La primera
es regida por la floculación del agua, posteriormente una coalescencia y finalmente la separación
de los 2 componentes de la emulsión. Sin embargo no se conoce la cinética ni los factores que tienen
influencia en el proceso de la desestabilización y separación de la emulsión (Ramírez, 2014).
El método de deshidratación de crudos analizado en este trabajo es el tratamiento a partir del uso
de agentes químicos demulsificantes. Para analizar el fenómeno del proceso se realizó por medio
de análisis de dinámica interfacial y análisis de rendimiento que darán una idea de la cinética
involucrada en el proceso para de esta manera poder generar soluciones que sean aplicables en
diferentes tipos de crudo con un rendimiento similar.
Materiales y métodos
1. Materiales
Crudo pesado proveniente del Campo Carupa del municipio Carmen de Carupa (Cundinamarca)
Solución salina de NaCl 1M
Demulsificantes de la línea DEMTROL™ de la compañía DOW QUÍMICA y Demulsificantes Span 20, Span 80, Tween 20 y Tween 80
2. Métodos 2.1 Caracterización de crudos
2.1.1 Determinación de gravedad específica de crudo.
Para realizar la determinación de la gravedad especifica de la fase oleosa se utilizaron técnicas de
hidrometría las cuales permitieron determinar la densidad la gravedad específica (ASTM, 2012;
ASTM, 2012b), para ello fue necesario el uso de un picnómetro de Bingham para fluidos altamente
viscosos de la compañía Fisher Scientific, adicionalmente la fase acuosa consistió en una solución
salina de tal manera que se supone que esta tiene una densidad similar a la del agua.
2.1.2 Acidez y basicidad del crudo.
Para realizar la determinación de la cantidad de ácidos y bases presentes en el petróleo crudo se
siguió la norma D974 de la sociedad americana de pruebas y materiales (ASTM) (ASTM, 2012c), en
el cual se ilustran las condiciones para la determinación del número total de acidez y basicidad
mediante la titulación de una muestra de petróleo con un complejo ácido o básico dependiendo de
la naturaleza de la prueba, utilizando naranja de metilo como indicador.
2.1.3 Determinación de agua y sedimentos
Para determinar la humedad que presenta el crudo objeto de análisis, se realizaron pruebas que
permitan la determinación de agua y sedimentos (BSW) presente en la mezcla. Para conocer la
humedad del crudo se siguió el protocolo establecido por la norma ASTM D4007, con la cual se
puede determinar la cantidad de agua presente en el crudo siendo esta agua libre o emulsificada.
Adicionalmente, esta prueba también permitió conocer la cantidad de sólidos finos presentes en el
petróleo. Esta prueba se desarrolló a partir de una cantidad de crudo y realizando una dilución a un
porcentaje 50% v/v crudo/tolueno para así disminuir la viscosidad del sistema y de igual manera
desestabilizar la emulsión. Luego se realizó una centrifugación a 3500 rpm por 5 minutos con el fin
de que la fase densa del sistema y los sólidos se decanten para poder analizarla
2.1.4 Caracterización reológica del crudo
Es necesario tener conocimiento del comportamiento que va a tener el crudo en función de la
velocidad de flujo y de la temperatura pues esta tiene gran influencia en los procesos de
demulsificación. Para realizar un proceso de demulsificación de crudo este debe tener una condición
de viscosidad cinemática en un rango de 25 a 30 cSt. Dado que el proceso de demulsificación se
lleva a cabo de manera estática su viscosidad va a ser solamente función de la temperatura. Para
conocer las características reológicas del crudo se realizó una prueba de flujo con un rango de
velocidad entre 0.01 𝑠−1 hasta 100 𝑠−1a 25°C con el cual se encontró una condición de velocidad
adecuada para poder realizar un análisis de viscosidad variando la temperatura. Una vez encontrada
la condición de cizalla pertinente se realizó se realizó un análisis con condición de cizalla constante
variando la temperatura en un rango de 20°C a 100°C de tal manera que se pueda encontrar las
condiciones a las cuales la viscosidad cinemática del sistema esté en un rango de 25 a 30 cSt. El
límite superior es dado como consecuencia de que esta es la temperatura de ebullición del agua a
una atmosfera y en este proceso no se desea la evaporación de la misma. Las pruebas se realizaron
en un Reómetro Híbrido DHR-1 de TA instruments con una geometría de platos paralelos de 20mm
de diámetro y un GAP de 10 micras.
2.1.5 Análisis Composicional SARA
Dado que no es posible conocer la composición de las sustancias que constituyen el petróleo como
consecuencia de su similitud en sus propiedades, se realizó un análisis de tipo molecular en el cual
se agrupan compuestos por similitudes en sus características. El análisis SARA consiste en una
clasificación empírica de las fracciones de destilado y la solubilidad de sus componentes donde estas
se encuentran en 4 grupos principales. Para esto se utilizó la cromatografía de líquido de alta
eficiencia (HPLC). El análisis separa los hidrocarburos en aromáticos, asfáltenos, saturados y resinas.
Para este caso se realizó una separación de la fracción pesada del petróleo por filtración y luego se
realizó un análisis cromatográfico para determinar las cantidades de aromáticos, saturado y resinas.
Para esto se utilizó un equipo de cromatografía liquida marca Agilent modelo 1260 con detectores
de arreglo de diodos (DAD) y el índice de refracción infrarroja. Para esto se realizó una combinación
de métodos propuestos por Aske et al. (2001) y Fan & Buckley (2002).
2.2 Preparación de sistemas de estudio 2.2.1 Sistema de estudio
Se prepararon emulsiones de agua en crudo con un contenido de fase dispersa de 21% en relación
volumen volumen. Adicionalmente y para llevar el proceso a cabo fue necesario preparar una
solución acuosa de NaCl con una concentración de 50g/L o 1 M, el cual tenía una salinidad similar a
la del agua de formación de la emulsión que se forma en los pozos donde se extrae el petróleo
(Ramalho J. B., 2000). Posteriormente se procedió a determinar la cantidad de crudo y agua para
preparar 250 g de emulsión de acuerdo a la concentración de fase dispersa a analizar. Una vez
determinadas las cantidades se calentó el crudo en un rango de temperaturas de 60 a 70 °C para
disminuir su viscosidad y a la vez facilitar la entrada del agua. El crudo fue agitado a 10000 rpm y se
agregó la solución salina a una tasa de 15 mL/min, esta agitación se mantuvo por 20 minutos. Luego
las emulsiones se dejaron estabilizar por 30 minutos.
2.3 Análisis del proceso de demulsificación
En la industria energética, especialmente el sector petrolero es necesario realizar una correcta
selección del surfactante adecuado mediante pruebas de ensayo y error. Este tipo de pruebas son
llevadas a cabo a nivel de laboratorio de manera empírica, de tal forma que se pueda determinar
una formulación óptima para el proceso de deshidratación de crudo, como también la dosis mínima
de agente demulsificante que permita obtener la mayor separación de agua del sistema tratado.
Adicionalmente, es necesario comprender la relación del rendimiento de la separación con las
propiedades fisicoquímicas de los agentes deshidratantes. (Ramírez, 2014)
Uno de los parámetros que permiten establecer el comportamiento de los surfactantes no iónicos
es el número de solubilidad relativa (RSN), el cual es un parámetro similar al balance hidrofílico
lipofílico y mediante el cual se puede determinar la afinidad de los surfactantes con respecto a las
fases de una emulsión, de tal manera que se pueda indicar la naturaleza del surfactante (Wu et al.,
2003)
Para este estudio se analizaron 26 surfactantes de la línea comercial DEMTROL™ de la compañía
DOW Química. Con los cuales se realizaron pruebas de rendimiento para comprobar la eficiencia de
cada uno de los surfactantes mencionados anteriormente. Adicionalmente, es necesario tener en
cuenta que cada una de las series analizadas en este estudio cumple con una función específica para
el proceso de demulsificación de crudos. Las series de los demulsificantes DEMTROL se clasifican
según su composición química y son nombradas a continuación:
Serie 1000: Compuesta por copolimeros en bloque de óxido de etileno y propileno las cuales tienen como función mejorar la calidad del agua y disminuir riesgos ambientales.
Serie 2000: Compuesta por resinas alquil-fenol formaldehido alcoxiladas cuyo objetivo es aumentar la velocidad de separación de las fases presentes en la emulsión.
Serie 3000: Esta contiene derivados de resinas epóxicas alcoxiladas las cuales se encargan de vencer los obstáculos termodinámicos que estabilizan la emulsión.
Serie 4000: Compuesta a base de aminas las cuales se comportan de forma similar a la serie 3000 pero que presentan sinergia con las series 1000 y 2000.
Serie 5000: Formada con compuestos experimentales que juntan los efectos de las series 1000, 2000, 3000 y 4000 (Dow Oil & Gas, 2012).
Para determinar el rendimiento de los agentes deshidratantes se realizó una homogenización del
sistema agua crudo de tal manera que la prueba fuera replicable, y a su vez se tuviera certeza a la
hora de comparar los efectos de cada uno de los surfactantes. Posteriormente se adicionaron 100
mL del sistema agua/crudo en tubos graduados (Tubos Zanahoria). Luego las muestras fueron
colocadas en un baño termostatado a una temperatura de 80 °C (Donde el crudo se encuentra en
un rango de viscosidad cinemática de 10 y 25 cSt). Una vez estabilizada la temperatura de las
muestras se adicionó una cantidad de agente demulsificante y se realizó agitación durante 2
minutos con el fin de aumentar la difusión del agente demulsificante. Luego de la agitación se tomó
la primer medición, se mantuvieron los tubos en forma vertical para obtener separación
gravitacional de las fases. Finalmente se toman mediciones de agua separada a través del tiempo
hasta cumplir el tiempo de prueba de 24 horas.
2.4 Análisis de dinámica interfacial de la demulsificación
En el instante en el que las moléculas de demulsificante se unen a la interfase entre el crudo y el
agua se genera una disminución en la tensión interfacial, esta disminución favorece la ruptura de la
interfase creada ya que hay un debilitamiento de las fuerzas que la estabilizan. Por otra parte existen
autores los cuales plantean que el producto más eficiente para un proceso de demulsificación es
aquel que presenta una alta tasa de absorción en el medio a demulsificar (Goldzal & Bourrel, 2000).
Cabe agregar que este fenómeno se ve limitado por la transferencia de masa del demulsificante
hacia la interfase, ya que este se ve regido por sucesos de impedimento estérico, hidrofilicidad y la
calidad de la capa de agentes surfactantes, agentes aceleradores de transferencia y la viscosidad del
crudo. Para realizar el análisis de las interacciones entre las fases se utilizó un tensiómetro óptico
Theta de la marca Attension. Este proceso se realizó con una aguja de gancho inmersa en una
solución de NaCl, en la cual se formó la gota de crudo que anteriormente se le había agregado el
agente demulsificante. Este equipo realizó los cálculos a partir de la ecuación de Young Laplace la
cual toma en cuenta el contorno de la gota formada. Con esto se pudo determinar la velocidad de
absorción del agente demulsificante.
3. Resultados y discusión 3.1 Caracterización del petróleo crudo
A continuación se muestran las características fisicoquímicas del crudo en estudio
Tabla 1. Características fisicoquímicas del crudo en estudio
Crudo
Densidad [g/cm^3] 0,960054
Densidad API 15,8
pH a 25 °C 6,7
Viscosidad [cP] a 25 °C y 1 [1/s] 450
TAN [mg KOH/g] 0,62
Contenido de Agua [%V/V] 21%
Saturados [%] 29,82
Aromáticos [%] 40,21
Resinas [%] 21,32
Asfáltenos [%] 8,65
De la tabla 1 se puede observar que el crudo analizado posee una densidad de 0.96 𝑔/𝑐𝑚3 la cual
es similar a la del agua, motivo por el cual se hace difícil la separación de fases en el proceso de
deshidratación. Adicionalmente, también se observa que el sistema tiene una densidad API de 15.8
por lo tanto el crudo en estudio es considerado un crudo pesado. Por otra parte, a partir del análisis
composicional se evidencia que el sistema tiene una composición de resinas y asfáltenos del 29.97%
los cuales actúan como surfactantes naturales y permiten la formación de emulsiones de agua en
crudo. Adicionalmente, la prueba para determinación de sólidos y sedimentos se obtuvo que el
crudo tiene un 21% de agua en relación V/V. En este caso este contenido de agua será tomado como
la fase dispersa de la emulsión agua/crudo. Finalmente se encontró que el número total de acidez
(TAN) tiene un valor de concentración muy bajo el cual se considera que no es una fracción
significativa que pueda agregar efectos de estabilización al sistema (Fan & Buckley, 2002).
3.2 Análisis del proceso de demulsificación: Fenómeno
Para comprender el fenómeno de desestabilización de las emulsiones de crudo por medio de
agentes químicos, se analizó la dinámica interfacial del sistema de tal manera que se pueda
entender el comportamiento de la interfase crudo/agua. Con dicho análisis se determinó el efecto
de la concentración de agentes demulsificantes en el fenómeno de absorción de los mismos y su
capacidad para desplazar surfactantes naturales de la interfase de crudo. En principio para realizar
el análisis del comportamiento dinámico de la interfase con respecto a la concentración se realizó
una curva de dosificación con el producto DEMTROL™ F57, el cual hace parte de la línea comercial
de demulsificante de la compañía DOW y que consiste en la mezcla de 26 surfactantes los cuales
hacen parte de las líneas DEMTROL™ 1000, 2000, 3000, 4000 y 5000. En la figura 1 se muestra el
comportamiento del crudo en estudio.
Figura 1. Curva de dosificación pruebas de dinámica interfacial Agente demulsificante DEMTROL™ F57
A pesar que se realizaron pruebas para las concentraciones de 10, 20, 30, 50, 70, 100, 200, 300, 400
y 500 ppm en la figura 1 solo se muestran los comportamientos el sistema con concentraciones de
20, 50, 100, 300 y 500 ppm para lograr un mejor entendimiento de los resultados. Adicionalmente,
en la figura 1 se observa que el comportamiento obtenido se ajusta de forma similar a los modelos
de isotermas de adsorción propuestos por Langmuir, Frumkin y Volmer como consecuencia de la
adsorción de agentes demulsificantes en la interfase del sistema que a su vez genera una curva
característica del sistema basada en revisión de diferentes estudios realizados por algunos autores
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Blanco 20 ppm 50 ppm 100 ppm 300 ppm 500 ppm
(J. Krägel, y otros, 2001). Adicionalmente se evidencia que a medida que se incrementa la
concentración de agentes demulsificantes hay una rápida disminución de la tensión interfacial del
sistema la cual se relaciona con una alta velocidad de adsorción de surfactantes en la interfase del
sistema los cuales se encargan de estabilizar la tensión del sistema.
Por otra parte, se observó que la adsorción de agentes demulsificantes se dá de manera casi
instantánea generando una rápida desestabilización del sistema, esto se evidencia a partir de la
muestra de crudo blanco la cual tiene una tensión interfacial de aproximadamente 27 mN/m y
posteriormente al agregar diferentes concentraciones de agente demulsificante se obtuvieron
tensiones interfaciales de hasta aproximadamente 6 mN/m. Esta disminución en la tensión
interfacial se debe a que existe una competencia entre los agentes surfactantes naturales y los
demulsificantes, ya que los agentes agregados a la muestra de crudo inhiben la formación de una
interfase rígida, como consecuencia de una re organización de los agentes surfactantes dentro de
la interfase del sistema (Fan, Simon, & Sjöblom, 2009). En la figura 2 se muestra de forma ilustrativa
el fenómeno de adsorción de los surfactantes agregados dentro de la interfase.
Figura 2 Representación esquemática del comportamiento de los demulsificantes en la interfase Tomado de: (Goldzal & Bourrel, 2000)
Adicionalmente se observó que el sistema de estudio presentó ciertas dificultades en la medición
de la tensión interfacial para concentraciones superiores a 100 ppm de demulsificante. Este
comportamiento puede presentarse debido a una alta adsorción de agentes demulsificantes en la
interfase agua/crudo la cual permitió una disminución de la tensión tal que el sistema presenta una
pseudo miscibilidad que no permitió el cumplimiento del tiempo de prueba esperado
(aproximadamente 300 segundos) el cual se veía reflejado en la no permanencia de la gota de crudo
durante este tiempo de estudio. Por otra parte, esta inestabilidad del sistema también puede
generar emulsiones secundarias estabilizadas por la alta presencia de surfactantes con acción
demulsificante.
Posteriormente, se procedió a realizar un estudio de la dinámica interfacial del sistema agua/crudo
con presencia de cada uno de los 26 surfactantes que componen el producto DEMTROL™ F57 con
una concentración de 20 ppm. Esta concentración se consideró adecuada ya que permitía realizar
el estudio dentro del rango de tiempo seleccionado mostrando cierta variación en la disminución
de la tensión interfacial con respecto al blanco analizado.
Figura 3 Dinámica interfacial para el sistema Crudo/Agua en presencia de demulsificantes de la línea DEMTROL™ serie 4000. Dosis 20 ppm.
En la figura 3 se muestra la dinámica interfacial del sistema Agua/Crudo en presencia de los
demulsificantes de la línea DEMTROL™ serie 4000, donde se observa hay una disminución de la
tensión interfacial a lo largo del tiempo como producto de la rápida adsorción de los agentes
deshidratantes en la interfase del sistema, se evidencia que hay una disminución de la tensión a un
valor cercano a 6 mN/m para el producto DEMTROL 4026 mientras que los demás productos
presentan una disminución de la tensión hasta aproximadamente 21 mN/m en el momento el cual
llegan al equilibrio (300 segundos). Goldszal y Bourrel (2000) afirman que un buen deshidratante es
aquel que logra disminuir la tensión interfacial del sistema a un valor de 5 mN/m garantizando que
las limitaciones electrostáticas y físicas sean superadas logrando así las condiciones para el
acercamiento de las gotas de la fase dispersa para coalescer.
Para las familias de surfactantes restantes se obtuvieron comportamientos similares en la dinámica
interfacial con un rango de la tensión en la interfase entre 34 y 10 mN/m. Adicionalmente, para
poder hacer una comparación de los surfactantes analizados fue necesario establecer 2 parámetros
para el análisis. El primero es el valor de la tensión interfacial para un tiempo de 40 segundos luego
de la formación de la gota, el cual indica un parámetro de adsorción rápido de demulsificante. Este
parámetro difiere del presentado por Ramírez (2014) dadas las diferencias encontradas en las
densidades API de los crudos dado que el sistema analizado en este estudio es más liviano. Y el
segundo es el valor de la tensión interfacial a 300 segundos, el cual indica la tensión en donde la
adsorción se surfactantes se ha estabilizado de tal manera que puede ser considerada la tensión
interfacial del sistema cuando se llega al equilibrio. En la figura 4 se muestran los valores de los dos
parámetros enunciados anteriormente para cada uno de los surfactantes analizados, en donde se
evidenció que los productos DEMTROL 1010, 1020E, 2045, 3001, 3020, 4026 y Tween 20 son los que
presentan una adsorción rápida en la interfase pues presentan una tensión de aproximadamente
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Blanco Demtrol 4017 Demtrol 4026 Demtrol 4110 Demtrol 4115 Demtrol 4120
24 mN/m. Adicionalmente, también se evidencia que hay productos que aunque no son de
adsorción rápida pueden tener una disminución significativa en la tensión del sistema resultado que
es deseable para la desestabilización de emulsiones en este tipo de sistemas, en este caso se toman
en cuenta los productos DEMTROL 1012, 1040, 1114, 3010, 3030, 4110, 5150 y Span 80. Estos
fenómenos de adsorción lenta pueden estar asociados con limitaciones en la transferencia de masa,
pues la adsorción del deshidratante hidrofílico en la interfase depende la estructura de la molécula,
su peso molecular y también la presencia de compuestos que aceleren la transferencia de masa
(Fillous & et. al, 1999) los cuales impiden una adsorción rápida de los demulsificantes en la interfase
haciendo más difícil la disminución de la tensión en el sistema para disipar el comportamiento
elástico de la interfase agua/crudo. Adicionalmente, también se pueden producir repulsiones
estéricas las cuales se relacionan con la capacidad de interacción de los grupos lipofílicos de los
surfactantes sintéticos con los surfactantes naturales de tal manera que la cadena lipofílica se
extiende a través de la fase continua inhibiendo la coalescencia de las gotas. (Marfisi, 2005). Estos
fenómenos de transferencia fueron observados en los productos DEMTROL™ 1040, 2025, 2030,
3030 y para los surfactantes genéricos Tween 20 y 80. Adicionalmente, no se evidenció alguna
relación entre las familias de demulsificantes que permitieran una rápida adsorción en la interfase.
Figura 4 Evaluación de la tensión interfacial a 40 y 300 segundos
Análisis del proceso de demulsificación: Proceso
Para poder realizar el estudio de la eficiencia de los surfactantes con acción demulsificante es
necesario conocer la humedad total del crudo en estudio. Los resultados de las pruebas de
determinación de agua y sedimentos (BSW) arrojaron que el crudo analizado tiene una humedad
total del 21% la cual fue considerada la fase dispersa del sistema. Adicionalmente al no tener
conocimiento de una concentración de trabajo para la deshidratación de los crudos se realizó una
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Demulsificante
Tensión interfacial a 40 s Tensión interfacial a 300 s
curva de dosificación que permitiría obtener una concentración adecuada de surfactantes para
llevar a cabo el estudio con cada uno de los surfactantes. El producto usado para la determinación
de la concentración de trabajo fue DEMTROL™ F57. En la figura 5 se muestra el comportamiento de
la concentración de demulsificantes con respecto al tiempo, en primera instancia se evidencia que
existe una relación directa con la concentración de surfactantes y el tiempo de residencia de los
productos ya que al aumentar la cantidad de producto deshidratante se aumenta la cantidad de
agua separada, de manera análoga al aumentar el tiempo de residencia la cantidad de agua
separada aumenta ya que el agente deshidratante puede difundirse a través del crudo llegando a la
interfase agua/crudo logrando la desestabilización de las gotas permitiendo así que estas se
acerquen y posteriormente coalezcan. Cabe aclarar que el tiempo utilizado para el análisis de
rendimiento es significativamente mayor al tiempo de residencia en el que se lleva a cabo el proceso
de demulsificación en una planta de producción ya que este tiempo de residencia oscila en un rango
de 15 a 60 minutos (Salager & Marfisi, Deshidratación de Crudo: Principios y Tecnologia, 2004). Este
análisis no toma en cuenta las limitaciones económicas asociadas a un proceso real de producción
de petróleo de tal manera que se basa en el uso de un tiempo de residencia el cual permita tener la
máxima separación de agua de la emulsión.
Figura 5 Curva de dosificación pruebas de rendimiento DEMTROL™ F57
En un proceso de producción y deshidratación de petróleo es deseable hacer uso de la mínima
cantidad de demulsificantes con el fin de disminuir costos de operación en las plantas, como
también se esperaría tener un bajo tiempo de residencia del crudo con el fin de aumentar la
producción del mismo. Sin embargo, este escenario no es muy factible para los crudos pesados
incluyendo los que se obtienen de los pozos colombianos como consecuencia de sus propiedades,
de tal manera que es necesario implementar el uso de agentes deshidratantes como también
aumentar el tiempo de residencia del mismo. De la figura 5 fue posible determinar que la
concentración de análisis es de 4000 ppm concentración a la cual se obtiene una separación de agua
del 25% luego de 24 horas. Esta concentración fue tomada para asegurar que existiera la cantidad
suficiente de surfactantes en la interfase.
0
5
10
15
20
25
30
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000
Agu
a Se
par
ada
[%]
Concentracion [ppm]
0 min 120 min 240 min 24 H
Figura 6 Rendimiento de los demulsificante en la deshidratación del crudo (Dosificación 4000 ppm).
Una vez determinada la concentración de análisis se proceden a realizar las pruebas de botella con
una concentración de 4000 ppm de agente deshidratante, para cada uno de los productos
DEMTROL™ y también para los surfactantes genéricos (productos Tween y Span). De la figura 26 se
evidenció que los deshidratantes de la línea DEMTROL™ no tuvieron un óptimo rendimiento por
separado pues no superaron una separación del 20% en la deshidratación del crudo. Esto se da como
consecuencia de las propiedades del crudo pues no permite una acción óptima de los
demulsificantes, razón por la cual se haría necesario realizar un análisis de rendimiento y dinámica
interfacial con una formulación compuesta de varios surfactantes debido a que al realizar mezclas
de surfactantes es posible encontrar interacciones entre demulsificantes que permitan un mejor
rendimiento en el proceso de deshidratación tal como los mostrados por Ramírez (2014). Por otra
parte, se evidenció que los surfactantes genéricos Tween tuvieron el mejor rendimiento para la
deshidratación del crudo, esto se debe a que este surfactante se utiliza para generar emulsiones de
aceite en agua, de tal manera que al entrar al sistema agua/crudo se adsorbe en la interfase
logrando desestabilizar el sistema con el objetivo de generar una inversión de la emulsión
(Roodbaria, Badieia, & Soleimani, 2011). Finalmente, no se observó una relación entre las familias
de surfactantes y el rendimiento en la separación de agua para el proceso de deshidratación.
Conclusiones
Se analizó el proceso de demulsificación de emulsiones de agua en crudo pesado, en el cual no se
encontró una relación entre el tipo de molécula de los agentes surfactantes y su afinidad química
con el rendimiento en la deshidratación del crudo. Adicionalmente, se observó que hay
demulsificantes que presentan una tasa de adsorción lenta debido a limitaciones en términos de
transferencia de masa y también efectos estéricos los cuales disminuyen la velocidad de adsorción
de surfactantes en la interfase del sistema de tal manera que se hace necesario un mayor tiempo
de residencia para obtener mejores resultados en la separación de fases.
Por último se analizó el fenómeno de demulsificación de emulsiones de agua en crudo, en el cual la
adsorción de agentes de demulsificantes en la interfase agua/crudo se da como un precursor en la
0,005,00
10,0015,0020,0025,0030,0035,0040,00
Bla
nco
DEM
TRO
L 1
01
0
DEM
TRO
L 1
02
0
DEM
TRO
L 1
02
0E
DEM
TRO
L 1
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0
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TRO
L 1
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0
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L 1
11
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TRO
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TRO
L 2
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L 2
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5
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L 2
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01
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L 3
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7
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TRO
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0
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TRO
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01
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TRO
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6
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TRO
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0
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TRO
L 5
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TRO
L 5
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TRO
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TWEE
N 2
0
TWEE
N 8
0
SPA
N 2
0
SPA
N 8
0
Agu
a Se
par
ada
[%]
Demulsificante
desestabilización de emulsiones por medio de una sustitución de los surfactantes naturales que
permiten la estabilización de la emulsión. Se encontró que los surfactantes que logran una mayor
reducción en la tensión interfacial del sistema y que adicionalmente presentan una adsorción rápida
son aquellos que presentan el mejor comportamiento como demulsificantes.
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