Alternativas para mitigar o corregir el Impacto de la formación de emulsiones en los procesos de recobro térmico
Enviado por Javier Guerrero Arrieta • 25 de Abril de 2023 • Tesis • 4.589 Palabras (19 Páginas) • 20 Visitas
Alternativas Para Mitigar o Corregir El Impacto De La Formación De Emulsiones En Los Procesos De Recobro Térmico
Paola Margarita Dávila Salazar a
a Universidad Industrial de Santander
Palabras clave: Emulsiones Recobro térmico Tratamiento de emulsiones EOR | Abstract: Los procesos térmicos de recobro mejorado (THEOR) son los métodos insignia para la recuperación de crudo pesado a nivel mundial. En estos procesos es común encontrar emulsiones de tipo petróleo en agua [O/W]; las cuales pueden afectar significativamente la economía y la implementación de un método de recobro en campo. Diversos métodos e invenciones se han desarrollado con el fin de reducir o mitigar la generación de emulsiones en procesos de recobro térmico. Por otra parte, en muchos casos no es posible evitar la formación de emulsiones, por lo que actualmente existen una gran cantidad de métodos para tratarlas en superficie. Esta revisión se enfocó en determinar los métodos existentes para tratar las emulsiones y las tecnologías que permitan mitigar el efecto y la aparición de estas en el yacimiento. En general, se han desarrollado múltiples metodologías y tecnologías que permiten tratarlas eficientemente. Entre las más importantes se encuentran los métodos químicos, térmicos, sonoros y electromagnéticos. |
Introducción
Las emulsiones son un tipo de daño, en el cual existe la combinación de dos o más líquidos inmiscibles, incluyendo fase gaseosa, cuya principal característica data de la imposibilidad de separarse en componentes individuales. Son consideradas un tipo especial de coloides que contienen líquidos inmiscibles, compuestos por una fase continua (fase externa) y una fase dispersa (fase interna).
Las emulsiones presentes en el petróleo generalmente son originadas cuando el aceite y el agua (o salmuera) entran en contacto con la influencia de una alta agitación (esfuerzos de corte en el yacimiento y superficie) y en presencia de agentes emulsificantes (ceras, sólidos, surfactantes, entre otros). El tiempo de agitación, la cantidad de cada uno de los componentes y la presencia de agentes emulsificantes son críticos en la formación de emulsiones. En la industria petrolera se encuentran diferentes tipos de emulsiones y las más comunes son las emulsiones agua en aceite (W/O) en la cual el agua está dispersa en el crudo. La formación de emulsiones estables W/O promueven el incremento en la viscosidad, al menos en dos órdenes de magnitud, disminuyendo la movilidad y alterando la permeabilidad cuando se crea un “bloque de emulsión”. Por otro lado, las emulsiones O/W han sido ampliamente usadas para el transporte y producción del crudo, especialmente de los crudos pesados y extrapesados.
Clasificación de emulsiones
Las emulsiones suelen clasificarse según su tipo, el rango de tamaño de las gotas y la estabilidad. Es común dividir las emulsiones en microemulsiones y macroemulsiones basándose en que el tamaño de las gotitas (fase interna) sea menor o mayor de 10 nm. Aunque esta clasificación de las emulsiones es algo arbitraria. La mayoría de las emulsiones brutas se clasifican como macroemulsiones y son inherentemente inestables, ignorando los emulsionantes naturales y su papel en la estabilidad de la emulsión. Las emulsiones se clasifican en base a la fase continua en tres grupos principales:
- Emulsión de agua en aceite (W/O): El aceite es la fase continua y las gotas de agua se dispersan.
- Emulsión de aceite en agua (O/W): El agua es la fase continua y las gotas de aceite se dispersan.
- Emulsiones múltiples (emulsión compleja): es decir, la emulsión agua-en-aceite-en-agua (W/O/W), que denota una emulsión múltiple que contiene gotas de agua dispersas en la fase de aceite que a su vez se dispersa en la fase de agua continua.
Factores que afectan la estabilidad de las emulsiones
La estabilidad de las emulsiones depende del tamaño de las gotas de la fase dispersa y de la presencia de una película Interfacial, la cual puede estar rodeada de diversos agentes emulsificantes: Sólidos finos, químicos de producción, surfactantes, entre otros. A continuación, se dará una breve descripción de los principales factores que pueden afectar la estabilidad de las emulsiones.
Compuestos surfactantes naturales: tales como asfáltenos y resinas conteniendo ácidos orgánicos y bases, ácidos nafténicos, ácidos carboxílicos, compuestos de azufre, fenoles, cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular (Salazar, 2016).
Sólidos finamente divididos: tales como arena, arcilla, finos de formación, esquistos, lodos de perforación, fluidos para estimulación, incrustaciones minerales, productos de la corrosión (por ejemplo sulfuro de hierro, óxidos), parafinas, asfáltenos precipitados. Los fluidos para estimulación de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables.
Temperatura: Este factor tiene un aporte importante debido a que existe una relación inversa de la viscosidad de las emulsiones con la temperatura.
Además, la temperatura afecta las propiedades del crudo, del agua y de las películas interfaciales. Un incremento de la temperatura conduce a una desestabilización de la película interfacial aceite/agua debido a que el aumento de la energía térmica produce una excitación de las gotas dispersas generando mayor colisión y fusión en el sistema, originando la coalescencia.
pH: Esta propiedad tiene una fuerte influencia en la estabilidad de las emulsiones. Generalmente las películas interfaciales posen ácidos orgánicos y bases, asfaltenos, resinas y sólidos que, en presencia de algunos iones, tienden a agregarse entre sí modificando las propiedades de la película interfacial y por ende la rigidez. En presencia de pH bajos (ambiente ácido) se tienden a formar emulsiones de agua en crudo, mientras que a un pH alto (ambiente básico), se tienden a formar emulsiones O/W.
La presencia de iones monovalentes y divalentes puede alterar la estabilidad de los asfaltenos a bajas, medias y altas concentraciones. El efecto de las sales se presenta muy comúnmente en los procesos de recobro de petróleo. La presencia de cationes divalentes tiene más efecto sobre la estabilidad de los asfaltenos que los cationes monovalentes debido la formación de quelatos. Además, la presencia de iones divalentes en el sistema puede potencializar el efecto de los cationes en la desestabilización de los asfaltenos, haciéndolos migrar y posicionarse en las películas interfaciales de las emulsiones.
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