¿Cómo romper emulsiones de petróleo crudo de manera eficiente con un emulsionante de calidad?

Por qué se forman emulsiones estables en el petróleo crudo y qué hace efectivo a un desemulsionante

Emulsionantes naturales en el petróleo crudo: asfaltenos, resinas y ácidos nafténicos

El petróleo crudo natural tiene en realidad algunas sustancias integradas que ayudan a mezclarlo con el agua. Estas incluyen cosas como asfaltenos, resinas y los ácidos nafténicos de los que tanto se habla. Cuando hay toda esa agitación y mezcla durante la producción, estas moléculas tienden a acumularse en el límite donde el petróleo entra en contacto con el agua. Crean una especie de capas protectoras alrededor de las pequeñas gotas de agua suspendidas en el petróleo, lo que impide que esas gotas vuelvan a unirse. Los asfaltenos grandes y complejos son particularmente buenos en esto porque se apilan bien sobre las superficies. Mientras tanto, los ácidos nafténicos actúan de forma diferente, alterando la carga de la interfaz y reduciendo la tensión superficial. Lo realmente interesante es que incluso cuando hay solo una pequeña cantidad de asfalteno (menos del 0,1 % en peso), aún puede formar emulsiones extremadamente estables. Esto hace que la mezcla completa sea mucho más viscosa que el petróleo crudo normal, a veces hasta cinco veces más viscosa. Y una mayor viscosidad significa mayor dificultad para bombear y procesar, lo que naturalmente incrementa los costos operativos tanto para las refinerías como para las empresas de transporte.

Mecanismos clave de desemulsificación: Floculación, Coalescencia y Ruptura de la película interfacial

La desemulsificación efectiva avanza a través de tres etapas interdependientes:

• Floculación , donde las gotas se agregan mediante neutralización de carga o puenteo polimérico;
• Coalescencia , permitiendo que las gotas fusionadas crezcan lo suficiente para la separación gravitacional; y
• Ruptura de la película interfacial , en la cual las moléculas del desemulsionante desplazan competitivamente a los agentes estabilizantes naturales en la interfase aceite-agua.

Los desemulsificantes químicos de alta calidad actúan rápidamente, absorbiéndose en las superficies más rápido de lo que ocurre naturalmente, y luego disuelven o aflojan esas películas resistentes en la interfase entre el aceite y el agua. Esta acción reduce la viscosidad en estas interfaces entre un 70 y casi un 90 por ciento en la mayoría de los casos. Lo que hace efectivos a estos productos se reduce a lograr la mezcla adecuada de propiedades hidrófilas y oleófilas en su formulación. Este equilibrio determina qué tan bien funcionan realmente para romper emulsiones y si serán compatibles con diferentes tipos de crudos. Pruebas de campo han demostrado que cuando todo está perfectamente alineado, los tiempos de procesamiento en separadores pueden reducirse más del 50 %, haciendo que las operaciones sean mucho más eficientes en general.

Selección del emulsionante adecuado: química de tensioactivos, HLB y compatibilidad específica con el crudo

Emulsionantes no iónicos vs. iónicos: compensaciones entre actividad interfacial y tolerancia a sales

Los emulsionantes no iónicos suelen manejar mejor el alto contenido de sal en el agua producida que otros tipos, aunque no desempeñan tan bien el papel de crear interfaces fuertes entre el aceite y el agua. Por otro lado, los emulsionantes iónicos pueden descomponer realmente esas interfaces, especialmente cuando se trabaja con agua de baja salinidad. Pero cuidado con problemas en ambientes salinos, donde estas versiones iónicas podrían formar depósitos o incluso perder completamente su eficacia. El sistema de Balance Hidrófilo-Lipófilo, o HLB, ofrece a los operadores un criterio concreto para elegir el emulsionante adecuado. La mayoría de las personas encuentran que valores de HLB alrededor de 4 a 6 funcionan bastante bien para formar emulsiones de agua en aceite en el procesamiento de crudo. Elegir mal este equilibrio suele significar una separación incompleta del agua y el aceite, lo que aumenta considerablemente los costos operativos. Algunos estudios publicados el año pasado en Petroleum Science mostraron aumentos de costos de hasta aproximadamente el 15 % debido a un mal ajuste del HLB, por lo que acertar en esto es muy importante para los resultados finales.

Emulsionantes Poliméricos y Arquitecturas Ramificadas para una Mayor Penetración en Películas

Los emulsionantes poliméricos de cadena ramificada penetran en las películas interfaciales ricas en asfaltenos aproximadamente un 40 por ciento más rápido que sus contrapartes lineales, ya que poseen múltiples puntos de anclaje que descomponen mejor la estructura de la película. Estas estructuras poliméricas funcionan bien incluso cuando las temperaturas superan los 150 grados Celsius, lo cual es muy importante para métodos de recuperación térmica de petróleo como la drenaje por gravedad asistido por vapor o SAGD, por sus siglas en inglés. Las pruebas en condiciones reales muestran que estas versiones ramificadas reducen alrededor de un 30 por ciento la cantidad necesaria de emulsionante, y mantienen consistentemente los niveles de BS&W por debajo de medio por ciento en el crudo procesado en diferentes sitios.

Validación del Rendimiento del Emulsionante: Buenas Prácticas en Pruebas de Botella y Correlación en Campo

La prueba de la botella sigue siendo el método de laboratorio más utilizado en la industria para evaluar rápidamente emulsionantes, aunque lo que garantiza su eficacia es ceñirse estrictamente a los protocolos. Para obtener resultados significativos, necesitamos muestras representativas de crudo tomadas directamente de líneas de producción en funcionamiento, de modo que conserven sus propiedades originales de emulsión. Al realizar las pruebas, es importante replicar condiciones similares a las encontradas en yacimientos reales. Esto implica mantener temperaturas precisas dentro de un margen de aproximadamente 5 grados Celsius, aplicar cizalladura adecuada mediante métodos estándar de agitación y reproducir las proporciones de corte de agua observadas en operaciones reales en campo. Lo que evaluamos incluye la velocidad de separación medida en mL por minuto, la cantidad de sedimento y agua residual después del reposo —idealmente menos de la mitad de un por ciento— y la nitidez de la interfase entre las capas. Si persiste una turbidez notable, esto generalmente indica la presencia de sólidos residuales o problemas con la fusión completa de las gotas.

Las pruebas de laboratorio simplemente no son suficientes al intentar replicar lo que sucede en operaciones reales, donde las condiciones se complican con factores como las fuerzas de cizalladura en las tuberías, burbujas de gas flotando y tiempos de espera impredecibles dentro de los desaladores electrostáticos. Es por eso que los resultados de las pruebas en botella a menudo no se parecen en nada a lo que realmente ocurre en el sitio. Por ejemplo, una gran refinería observó que la eficiencia de su desalador bajó casi un 40 % tras cambiar de mezclas de crudo más livianas a más pesadas. Entonces, ¿cómo solucionamos esto? Comenzando con una validación en campo realizada por etapas. Empiece con la mitad de la dosis sugerida en las pruebas de laboratorio, observe el rendimiento del separador durante tres días seguidos y luego ajuste gradualmente mientras monitorea qué tan bien se seca el crudo y verifica la calidad del agua producida. Este método de prueba y ajuste ayuda a evitar problemas derivados del uso excesivo de productos químicos de tratamiento, lo cual puede causar todo tipo de inconvenientes, como acumulación en equipos y mayores costos de eliminación de residuos, o por el contrario, un tratamiento insuficiente que lleve a paradas operativas y problemas de corrosión. En resumen, nadie puede conformarse con pruebas adecuadas en entornos controlados cuando las condiciones están cambiando constantemente en el campo.

Sección de Preguntas Frecuentes

¿Qué causa las emulsiones estables en el petróleo crudo?

Las emulsiones estables en el petróleo crudo son causadas por emulsionantes naturales como asfaltenos, resinas y ácidos nafténicos, que crean capas protectoras alrededor de las gotas de agua y evitan que se combinen.

¿Cómo se pueden mejorar los procesos de desemulsificación?

La desemulsificación puede mejorarse mediante mecanismos como la floculación, la coalescencia y la ruptura de la película interfacial, utilizando desemulsionantes químicos que reducen eficazmente la viscosidad interfacial.

¿Cuál es el papel del equilibrio hidrófilo-lipófilo (HLB) en la selección de emulsionantes?

El HLB ayuda a determinar el emulsionante adecuado para el procesamiento de petróleo crudo, siendo valores entre 4 y 6 los más adecuados para formar emulsiones de agua en aceite, lo que reduce costos operativos e ineficiencias.

¿Cuándo se prefieren los emulsionantes poliméricos?

Los emulsionantes poliméricos, particularmente los ramificados, se prefieren para una mayor penetración en la película en condiciones de alta temperatura, como en métodos de recuperación térmica de petróleo.

¿Por qué son cruciales las pruebas en condiciones reales para la validación de emulsionantes?

Las pruebas en condiciones reales son cruciales porque tienen en cuenta complejidades como el esfuerzo cortante en tuberías, burbujas de gas y condiciones variables que las pruebas de laboratorio a menudo no logran replicar, lo que garantiza una validación precisa y eficiencia en las operaciones.