tratamiento de químicos en plantas de deshidratación de crudos pesados,

II

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS

Tema:

“Tratamiento de químicos en plantas de deshidratación de crudos pesados con la ayuda de datos de campo de la

compañía AGIP Oil Ecuador B.V.”

Previa a la obtención del título profesional de Tecnólogo en Petróleos

Autor: Raúl Fernando Cadena Espín

Director: Ing. Irving Salazar

2007

III

Hoja de Responsabilidad

“Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor”

Raúl F. Cadena E.

V

Dedicatoria

El presente trabajo va dedicado a las personas que mas amo, en especial a mi madre

Silvia Espín que con su amor y cariño me a apoyado incondicionalmente y me a

inculcado valores de respeto, dignidad, sencillez, constancia, que me sirven para

conllevar todos los problemas y dificultades que se me presentan diariamente, también

reitero mi gratitud a mi abuelo Raúl Cadena que a sido como un padre para mi y que de

él nunca me falto el cariño, respeto y comprensión que he necesitado durante la

formación de mi persona.

Raúl Fernando Cadena Espín

VI

Agradecimiento

En primer lugar quiero dar mi mas sincero agradecimiento a la Universidad Tecnológica

Equinoccial por abrirme las puertas al conocimiento y guiarme por su sendero y

ofrecerme la oportunidad de ser un profesional integro. A mi director de tesis, Señor

Ingeniero Irving Salazar, que con sus conocimientos pudo guiarme de la mejor manera

en el desarrollo de este escrito, un agradecimiento especial a Dios, mi madre, mi

hermana, mis familiares, mis amigos y a todos aquellos que me han apoyado durante

toda mi carrera.

Raúl Fernando Cadena Espín

VII

Resumen

El propósito de este trabajo es dar a conocer los diferentes problemas que se presentan

en la industria de producción y deshidratación de petróleo y para cuya solución es

necesario aplicar productos químicos. Son innumerables los problemas que se presentan

y que están relacionados con los siguientes aspectos:

1. Producción de petróleo que cumpla con las especificaciones de calidad para que

pueda ser usado por la industria relacionada: Refinerías de petróleo, plantas

industriales y petroquímicas.

2. Mantener los equipos de producción y deshidratación de petróleo en óptimas

condiciones, a fin de asegurar una operación eficiente y continua.

3. Disposición de químicos que cumplan las normas de seguridad y protección del

medio ambiente, o en el caso de proyectos de reinyección, que satisfagan las

especificaciones de calidad requeridas.

El contenido de este trabajo, expone los diferentes mecanismos bajo los cuales se

presentan los problemas de parafinas, asfaltenos, emulsiones, corrosión y escala.

También se presentan los mecanismos de acción de los diferentes productos químicos

que se utilizan para poder controlar estos problemas, los procedimientos para la

selección de los mismos y finalmente todo lo implementado por la compañía AGIP oil

Ecuador B.V. para el control y monitoreo de los tratamientos químicos en sus plantas de

deshidratación.

El uso y aplicación de los diferentes productos químicos, representa un factor

importante en la estructura de costos de producción de petróleo y en tal sentido, se dará

mas énfasis en la selección del químico adecuado para cumplir con los objetivos

planteados.

VIII

Summary

The purpose of this work is to present the different problems that emerge in the oil

production and dehydration industry and to solve them it is necessary to use chemical

products.

The problems that arise are innumerable and they are related with the following aspects:

1. Oil Production that meet with the quality specifications so it can be used by the

related industry: Oil Refinery, industrial plants y petrochemicals.

2. Maintain Production and dehydration equipment in good conditions, in order to

have a continuous and efficient process.

3. Have in hand Chemical that meet the safety and environmental protections

standards, or in the case of reinjection projects, that satisfy quality specifications

required.

The context of this work develops the different mechanisms that paraffin, asphaltens,

emulsions, corrosion, and escala. Also, it presents the action mechanisms of the

different chemical products that are used to control these problems, the procedures for

the selection of those and finally everything that AGIP oil Ecuador B.V company has

implemented for the control and monitoring of the chemical treatment in their

dehydration plants.

The use and application of the different chemical products, represents an important

factor in the structure of oil production costs and in that sense, more emphasis will be

given to the selection of the appropriate chemical to fulfil the established objectives.

IX

Índice general

CAPÍTULO I ...................................................................................................................1

1. Introducción ....................................................................................................1

1.1. Objetivos de la investigación ......................................................................2

1.1.1. Objetivo general ..................................................................................2

1.1.2. Objetivos específicos ...........................................................................2

1.2. Justificación e importancia ........................................................................2

1.3. Impacto social ..............................................................................................3

1.4. Impacto práctico .........................................................................................3

1.5. Idea a defender ............................................................................................3

1.6. Metodología .................................................................................................3

1.6.1. Métodos de investigación: ..................................................................3

1.6.2. Fuentes y técnicas de investigación....................................................3

1.6.3. Análisis de datos ..................................................................................4

1.6.4. Difusión de resultados.........................................................................4

CAPÍTULO II .................................................................................................................5

2. MARCO TEÓRICO ...........................................................................................5

2.1. QUÍMICA DEL PETRÓLEO....................................................................5

2.2. Química del Aceite Crudo ..........................................................................5

2.2.1. Constituyentes del petróleo crudo .....................................................6

2.2.2. Propiedades físicas del aceite crudo ..................................................7

2.2.3. Alcanos y sus puntos de fusión...........................................................8

2.3. Diferencias entre Crudos Asfálticos y Parafínicos ...................................9

X

CAPÌTULO III ..............................................................................................................11

3. Control de Parafina y Asfáltenos.....................................................................11

3.1. Causas de la Depositación de la Parafina ...............................................11

3.1.1. Las dos mayores causas para los depósitos de parafina ................11

3.1.2. Causas de los depósitos de parafina en el fondo del pozo..............11

3.1.3. Causas de los depósitos de parafina en superficie..........................12

3.1.4. Efectos de la temperatura natural ...................................................12

3.2. Efecto sobre las Propiedades Físicas del Crudo debido al

Calentamiento........................................................................................................14

3.2.1. Efecto sobre el punto de derrame ....................................................15

3.3. Control de Parafina ..................................................................................17

3.3.1. Opciones para el control de la parafina ..........................................17

3.3.2. Mecanismos para la remoción de parafina .....................................18

3.3.3. Mecanismos químicos para la remoción de parafina ....................18

3.3.4. Procedimiento para seleccionar químicos.......................................19

3.4. Químicos Preventores ...............................................................................20

3.4.1. Modificadores de cristales ................................................................20

3.4.2. Efectos de los modificadores de cristales ........................................20

3.4.3. Procedimiento para seleccionar químicos preventores .................21

3.5. Características de los Asfáltenos..............................................................24

3.5.1. Características físicas y químicas ....................................................24

3.5.2. Causas de la precipitación de los asfaltenos ...................................25

3.5.3. Donde se puede encontrar más comúnmente .................................25

3.5.4. Opciones para la remoción de los asfáltenos ..................................26

XI

CAPÌTULO IV ..............................................................................................................27

4. Deshidratación del Petróleo .............................................................................27

4.1. Teoría de las Emulsiones ..........................................................................27

4.1.1. Los componentes necesarios.............................................................27

4.1.2. Propiedades que intervienen en la estabilidad de una emulsión ..28

4.1.3. Emulsión de agua en aceite ..............................................................33

4.2. Agentes Emulsificantes:............................................................................34

4.3. Mecanismos de Desestabilización de la Emulsión ..................................37

4.3.1. Gravedad (Ley de Stoke’s) ...............................................................37

4.3.2. Calor, energía térmica ......................................................................37

4.3.3. Electrostáticos....................................................................................38

4.3.4. Químicos desemulsificantes..............................................................44

4.4. Uso de Químicos Desemulsificantes.........................................................46

4.4.1. Etapas en el proceso de desemulsificación. .....................................46

4.4.2. Pruebas de botella .............................................................................49

4.4.3. Mecanismos básicos para el test de botella .....................................52

4.4.4. Resultados de las pruebas de botella ...............................................52

CAPÌTULO V................................................................................................................54

5. Corrosión en Campos Petroleros y su Mitigación..........................................54

5.1. Corrosión Galvánica .................................................................................55

5.2. Electrolisis..................................................................................................59

5.2.1. Leyes de Faraday: .............................................................................60

5.2.2. Definiciones:.......................................................................................61

5.3. Electroquímica de Corrosión ...................................................................61

XII

5.3.1. Celdas básicas de corrosión..............................................................61

5.4. Causas de la Corrosión .............................................................................66

5.4.1. Creación de ánodos localizados .......................................................67

5.4.2. Corrosión por el oxigeno ..................................................................69

5.4.3. Gases ácidos: sulfuro de hidrogeno y dióxido de carbono ............73

5.4.4. Corrosión inducida por microorganismos ......................................77

5.4.5. Otras causas de fallas en los metales ...............................................82

5.6. Aplicaciones de Inhibidores .....................................................................85

5.7. Monitoreo de la Corrosión .......................................................................91

5.8. Pruebas Selectivas de Laboratorio ..........................................................95

5.8.1. Selección de inhibidores, solubles en aceite/dispersables en agua 96

5.8.2. Selección de inhibidores solubles en agua. ......................................96

5.8.3. Selección cualitativa general ............................................................97

5.8.4. Nuevas normas ASTM para la selección de inhibidores ...............97

5.9. Análisis de Fallas .......................................................................................99

CAPÌTULO VI ............................................................................................................103

6. Control de Escala en la Producción Petrolera..............................................103

6.1. Problemas de Escala ...............................................................................104

6.2. Causas de la inestabilidad del agua .......................................................104

6.2.1. Cambios en la composición de los iones incrustables ..................105

6.2.2. Cambios en la composición de la salmuera ..................................105

6.2.3. Cambios en presión y temperatura ...............................................108

6.2.4. Cambio de pH ..................................................................................108

6.3. Factores requeridos para la depositación de escala .............................108

XIII

6.3.1. Solución sobresaturada...................................................................108

6.3.2. Nucleación........................................................................................108

6.3.3. Mecanismos de la inhibición de la escala ......................................109

6.4. Escala en los campos petroleros.............................................................111

6.5. Donde se forma y se deposita la escala ..................................................113

6.5.1. Las mezclas se depositan en: ..........................................................113

6.5.2. En conclusión...................................................................................113

6.6. Remoción de la escala .............................................................................114

6.6.1. En conclusión: .................................................................................114

6.7. Mecanismos de inhibición de escala ......................................................115

6.8. La selección de inhibidores deberían ser basados en experiencias

pasadas en otras partes y en consideraciones económicas. .............................116

6.8.1. Vida del squeeze ..............................................................................117

6.8.2. Procedimientos usados para calcular los volúmenes de inhibidor

de los flujos repentinos anteriores (en el caso de utilizarlos) y flujos

repentinos posteriores.....................................................................................117

6.9. Monitoreo.................................................................................................119

6.10. Inhibidores de escala encapsulados ...................................................120

6.11. Interpretación de los análisis de laboratorio ....................................122

CAPÌTULO VII...........................................................................................................124

7. Aplicación de los tratamientos de campo en Villano y CPF de la empresa

AGIP Oil Ecuador – Bloque # 10...........................................................................124

7.1. Descripción general de las facilidades de producción de la compañía

AGIP Oil Ecuador en el Bloque # 10.................................................................124

XIV

7.1.1. Antecedentes ....................................................................................124

7.1.2. Ubicación geográfica .......................................................................125

7.1.3. Instalaciones de producción en el campo Villano ........................125

7.1.4. Facilidades de producción CPF .....................................................126

7.1.5. Descripción del proceso de deshidratación del petróleo crudo en el

bloque 10 ..........................................................................................................127

7.2. Tratamiento químico ..............................................................................134

7.2.1. Químico desemulsificante ...............................................................134

7.2.2. Aplicaciones y dosificaciones..........................................................135

7.3. Características del crudo Villano ..........................................................136

7.4. Características del agua de Villano .......................................................137

7.5. Aplicación de los tratamientos químicos en el capo Villano y CPF....138

7.5.1. Parafinas y asfáltenos .....................................................................138

7.5.2. Emulsiones .......................................................................................138

7.5.3. Corrosión .........................................................................................141

7.5.4. Escala................................................................................................146

7.5.5. Costos del tratamiento químico en AGIP oil Ecuador B.V. ........148

7.5.6. Guía de químicos utilizados por la compañía AGIP oil Ecuador

B.V. ...........................................................................................................150

CAPÌTULO VIII .........................................................................................................151

8. Conclusiones y recomendaciones ...................................................................151

8.1. Conclusiones ............................................................................................151

8.2. Recomendaciones ....................................................................................152

8.3. Glosario de términos usados ..................................................................153

XV

8.4. Bibliografía general.................................................................................156

8.5. Citas bibliograficas .................................................................................158

8.6. Anexos ......................................................................................................160

XVI

Índice tablas

Tabla # 1: Características de los Alcanos .....................................................................8

Tabla # 2: Características de los Alcanos .....................................................................9

Tabla # 3: Agente emulsionante – Barrera de energía ..............................................33

Tabla # 4: Historia del uso de deshidratantes ............................................................46

Tabla # 5: Serie galvánica ............................................................................................56

Tabla # 6: Reactividad relativa del hierro versus el varios otros metales comunes.

.........................................................................................................................................66

Tabla # 7: Solubilidad de varias sales en el agua destilada.....................................105

Tabla # 8: Ejemplo de mezcla ....................................................................................107

Tabla # 9: Resultado de la mezcla de esta agua .......................................................107

Tabla # 10: Escalas que se encuentran en aguas de campos petroleros.................111

Tabla # 11: Tipos de inhibidores de escala ...............................................................115

Tabla # 12: Inhibición de escala en la formación.....................................................116

Tabla # 13: Potencial de la escala o índice de escala................................................122

Tabla #14: Análisis físico químico del crudo de AGIP Oil Ecuador B.V. .............136

Tabla # 15: Análisis físico-químico del agua de Villano ..........................................137

Tabla # 16: Dosificación de químico desemulsificante ............................................141

Tabla # 17: Tratamiento biocida en Villano y CPF .................................................144

Tabla # 18: Concentración de hierros en el proceso de CPF ..................................145

Tabla # 19: Concentración de hierros en el proceso de Villano..............................146

Tabla # 20: Análisis del residual de fosfonatos.........................................................147

Tabla # 21: Costo del mes de julio del 2006 de Quimipac .......................................148

XVII

Tabla # 22: Costo del mes de octubre del 2006 de Quimipac..................................148

Tabla # 23: Costo del mes de septiembre del 2006 de Baker Petrolite...................149

Tabla # 24: Costo del mes de octubre del 2006 de Baker Petrolite.........................149

Tabla # 25: Guía de químicos de la compañía Quimipac y Baker Petrolite..........150

XVIII

Índice de gráficos

Gráfico # 1: Viscosidad versus Temperatura .............................................................10

Gráfico # 2: Gradiente de temperatura en el pozo.....................................................13

Gráfico # 3: Temperatura del Crudo versus Longitud de la Tubería......................14

Gráfico # 4: Viscosidad versus Temperatura .............................................................15

Gráfico # 5: Punto de Derrame versus Temperatura de Calentamiento del Crudo

.........................................................................................................................................15

Gráfico # 6: Efecto del Contenido de Parafina en el Punto de Nube .......................16

Gráfico # 7: Efecto del Contenido de Parafina en el Punto de Nube .......................17

Gráfico # 8: Efecto en el Punto de Derrame cuando el Crudo es Calentado...........22

Gráfico # 9: Efecto en el Punto de Derrame cuando el Crudo es Calentado...........23

Gráfico # 10: Miscela de asfalteno...............................................................................23

Gráfico # 11: Representación esquemática de una molécula de asfalteno...............24

Gráfico # 12: Esquema de los factores físico-químicos relacionados con las

interacciones entre dos gotas de fase dispersa de una emulsión W/O......................32

Gráfico # 13: Microfotografía de una emulsión agua en petróleo crudo. ................33

Gráfico # 14: Representación de la estabilización de una gota de agua por agentes

emulsionantes presentes en el petróleo crudo.............................................................36

Gráfico # 15: Ley de Stokes..........................................................................................37

Gráfico # 16: Movimiento de una gota de agua entre dos electrodos de polaridad

dual. ................................................................................................................................41

Gráfico # 17: Perfil Intensidad de corriente-Voltaje en función del tiempo durante

la deshidratación Electrostática de una emulsión agua en petróleo crudo..............42

XIX

Gráfico # 18: Esquema del proceso de electrocoalescencia.......................................43

Gráfico # 19: Etapa 2 ....................................................................................................47

Gráfico # 20: Etapa 3 ....................................................................................................47

Gráfico # 21: Etapa 4 ....................................................................................................48

Gráfico # 22: Procedimiento para la realización de la prueba de botella................51

Gráfico # 23: Acción del deshidratante dosificado en las pruebas de botella en un

mapa de estabilidad – formulación..............................................................................51

Gráfico # 24: Oxidación del metal ...............................................................................54

Gráfico # 25: Corrosión Galvánica..............................................................................55

Gráfico # 26: Diagrama simplificado del proceso de electrólisis. .............................59

Gráfico # 27: El hierro se solubiliza en el agua ..........................................................62

Gráfico # 28: La evolución del gas de hidrogeno .......................................................63

Gráfico #29: El conductor lleva los electrones del ánodo al cátodo .........................63

Gráfico # 30: Solución que contiene los iones conductores .......................................64

Gráfico # 31: Diferencias en la microestructura del metal .......................................67

Gráfico # 32: Ralladuras o abrasiones en el metal.....................................................67

Gráfico # 33: Tensiones diferenciales en el metal ......................................................68

Gráfico # 34: Soldaduras en el metal ..........................................................................68

Gráfico # 35: Acero expuesto a salmuera oxigenada .................................................69

Gráfico # 36: Acero expuesto a salmuera oxigenada .................................................70

Gráfico # 37: Corrosión del hierro ..............................................................................70

Gráfico # 38: Dientes de roscas ....................................................................................71

Gráfico # 39: Formación de iones de hidrogeno.........................................................73

Gráfico # 40: Reacción catódica en aguas que contienen dióxido de carbón ..........73

XX

Gráfico # 41: Reacción catódica en aguas que contienen sulfuro de hidrogeno......74

Gráfico # 42: Corrosión por bacterias planctónica....................................................78

Gráfico # 43....................................................................................................................78

Gráfico # 44: Las bacterias sulforeductoras (SRB) usan el gas de hidrogeno que

son creadas en el cátodo. Esto conduce la reacción anódica creando una demanda

para cada vez más electrones. Esto causa que el hierro se corroa cada vez más. ...79

Gráfico # 45: En una segunda reacción, las bacterias convierten iones de sulfato en

el agua a iones de sulfito. ..............................................................................................79

Gráfico # 46: Mientras los iones de hierro del ánodo se combinan con los iones de

sulfito, un sulfito de hierro es creado por producto...................................................80

Gráfico # 47....................................................................................................................80

Gráfico # 48: Iones de hidrogeno de los ácidos carboxílicos consumen electrones

del cátodo. Esto conduce a una reacción anódica. .....................................................81

Gráfico # 49: Invasión de hidrogeno ...........................................................................84

Gráfico # 50: Escala ....................................................................................................103

Gráfico # 51: Ejemplo de la salmuera baja ..............................................................106

Gráfico # 52: Ejemplo de la salmuera alta ...............................................................106

Gráfico # 53: Quelantes ..............................................................................................109

Gráfico # 54: Inhibidores de desarrollo cristalino ...................................................110

Gráfico # 55: Inhibidor de CaCO3 con SP-237 relación de tiempo .......................110

Gráfico # 56: Ubicación Geográfica del Proyecto Villano.......................................125

Gráfico # 57: Proceso de CPF - Bloque 10................................................................129

Gráfico # 58: Proceso de la desemusificación. ..........................................................134

Gráfico # 59: Cupones de corrosión ..........................................................................142

XXI

Índice de Anexos

Anexo # 1: Análisis físico-químico de los pozos de Villano .....................................160

Anexo # 2: Resistividad de metales............................................................................161

Anexo # 3: Corrosión galvánica.................................................................................162

Anexo # 4: Cupones corrosivos ..................................................................................163

Anexo # 5: Datos de cupones ......................................................................................164

Anexo # 6: Batch de biocidas realizados en el bloque 10 AGIP OIL ECUADOR ......

.......................................................................................................................................165

Anexo # 7: Escala ........................................................................................................166

Anexo # 8: Análisis del residual de fosfonatos..........................................................167

Anexo # 9: Residuales de fosfonatos en Villano .......................................................168

Anexo # 10: Pig Launching Program 2006 ...............................................................169

Anexo # 11: Volúmenes de agua tratada y concentración de SCW-14322 ............170

Anexo # 12: Hoja de seguridad de desemulsificantes ..............................................171

Anexo # 13: Hoja de seguridad de Inhibidor de Escala...........................................175

Anexo # 14: Hoja de seguridad de Inhibidor de Corrosión 179

Anexo # 15: Hoja de seguridad de Biocidas 183

1

CAPÍTULO I

1. Introducción

Hace no muchos años se hablaba que el futuro de la industria petrolera en el Ecuador

estaba en los crudos pesados, hoy en día esa época ha llegado y algunas empresas

multinacionales ya se encuentran explotando este tipo de crudo y aun quedan muchos

campos que todavía están siendo desarrollados.

Todas las personas vinculadas a la industria petrolera ecuatoriana deben estar

conscientes de esta realidad, ya que las reservas de petróleo liviano cada ves son mas

reducidas, además si consideramos que la empresa estatal no esta invirtiendo en la

optimización de los campos productores de crudo liviano, con la implementación de

nuevas tecnologías para aumentar tanto las reservas como el factor de recobro de los

campos antiguos.

La producción de petróleo, implican una serie de actividades adicionales, como es la

deshidratación de petróleo, en la que una serie de problemas como son la corrosión,

escala, parafinas y asfaltenos pueden ocurrir, pero como la producción de petróleo

liviano a disminuido este programa va dirigido a la deshidratación de crudos pesados y

el control químico de los problemas existentes junto con la producción, deshidratación y

transporte de crudo.

Por tanto, la necesidad de que muchos de los campos en los que se encuentran petróleos

pesados se lleguen a producir es cada ves mas cercana, de esta manera hay que tener la

imperiosa necesidad de conocer mas acerca de los problemas que se pueden suscitar

dentro de la producción y deshidratación de crudo pesado, en estos casos ya se debería

pensar en las principales soluciones a estos problemas como son el control de parafina y

2

asfalteno, corrosión , emulsiones y escala dentro de la planta de deshidratación de los

cuales los tres últimos serán motivo de estudio en esta tesis.

Las principales soluciones que serán estudiadas en este proyecto serán:

• La química de petróleo

• La deshidratación del petróleo (control de emulsión)

• La corrosión en campos petroleros

• El control de la escala

1.1.Objetivos de la investigación

1.1.1. Objetivo general

Recopilar información de la metodología implementada por AGIP oil Ecuador B.V.

para lograr un petróleo limpio como producto de los tratamientos químicos apropiados.

1.1.2. Objetivos específicos

• Realizar una descripción de un sistema común de tratamiento de crudos pesados

y semipesados (intermedios).

• Evaluación de los problemas presentes en el tratamiento químico en plantas de

deshidratación de crudos pesados.

• Guía de los químicos usados en los tratamientos en las facilidades de producción

por la compañía AGIP oil Ecuador.

• Recopilar información de los factores técnicos de selección para poder elegir el

químico adecuado al tratamiento.

1.2. Justificación e importancia

Obtener una guía especifica para el uso de químicos en plantas de deshidratación de

crudos pesados de la empresa AGIP oil Ecuador, para así evitar problemas de corrosión,

escala y emulsiones que se puedan suscitar dentro de este proceso.

3

1.3. Impacto social

El trabajo aportara conocimiento a los futuros estudiantes y tecnólogos implicados en la

tecnología petrolera, en especial en el área de tratamientos químicos.

1.4. Impacto práctico

Este trabajo se basa en experiencias ya realizadas en tratamientos químicos de la

compañía AGIP oil Ecuador B.V., para facilitar la toma de decisiones en el momento de

realizar el programa de dosificación de químicos.

1.5. Idea a defender

Explicar la correcta utilización de químicos para minimizar el impacto de los diferentes

agentes que causan problemas de corrosión, escala y emulsiones en la deshidratación

del crudo pesado tomando en cuenta las características del crudo.

1.6. Metodología

1.6.1. Métodos de investigación:

• Método deductivo, por que el inicio del procedimiento operativo esta basado en

el conocimiento teórico.

• Método de análisis, por que los datos obtenidos del tratamiento químico serán

analizados.

• Método experimental, por que se tomara como referencia a trabajos anteriores

desarrollados por la compañía AGIP oil Ecuador B.V. referentes a tratamientos

químicos en su planta de deshidratación.

1.6.2. Fuentes y técnicas de investigación

Técnicas que se llevaron acabo son las siguientes:

1. Revisión de literatura técnica especializada

2. Revisión de documentos de operaciones de campo realizadas.

4

3. Consulta a ingenieros de campo especializados en el tema.

4. Internet.

1.6.3. Análisis de datos

Toda la información obtenida es analizada cualitativamente como cuantitativamente

para evitar pérdidas de tiempo y evitar errores,

1.6.4. Difusión de resultados

La difusión de este trabajo es mediante presentación escrita incluyendo resultados,

conclusiones y recomendaciones sobre la difusión de las aplicaciones descritas.

5

CAPÍTULO II

2. MARCO TEÓRICO

2.1. QUÍMICA DEL PETRÓLEO

2.2. Química del Aceite Crudo

El petróleo se encuentra en el subsuelo, impregnado de formaciones de tipo arenoso y

calcáreo. Asume dos estados físicos de la materia: líquido y gaseoso, según su

composición y la temperatura y presión a que se encuentran.

En el subsuelo se encuentra por lo general encima de una capa de agua, hallándose en la

parte superior una de gas.

Dependiendo del número de átomos de carbono y de la estructura de los hidrocarburos

que integran el petróleo, se tienen diferentes propiedades que los caracterizan y

determinan su comportamiento como combustibles, lubricantes, ceras o solventes.

Las cadenas lineales de carbono asociadas a hidrógeno, constituyen las parafinas;

cuando las cadenas son ramificadas se tienen las isoparafinas; al presentarse dobles

uniones entre los átomos de carbono se forman las olefinas; las moléculas en las que se

forman ciclos de carbono son los naftenos, y cuando estos ciclos presentan dobles

uniones alternas (anillo bencénico) se tiene la familia de los aromáticos.

En la composición del petróleo crudo también figuran los derivados de azufre como el

h2s (gas que huele como a huevo podrido y muy letal para la vida humana), además del

carbono e hidrógeno. Así mismo, los crudos tienen pequeñas cantidades, del orden de

partes por millón, de compuestos con átomos de nitrógeno, o de metales como el hierro,

níquel, cromo, vanadio, y cobalto.

6

Al aumentar el peso molecular de los hidrocarburos las estructuras se hacen

verdaderamente complejas y difíciles de identificar químicamente con precisión, un

ejemplo son los Asfáltenos que forman parte del residuo de la destilación al vacío; estos

compuestos además están presentes como Coloides en una suspensión estable que se

genera por el agrupamiento envolvente de las moléculas grandes por otras cada vez

menores para constituir un todo Semi-continuo.

Los compuestos que forman parte tanto del petróleo como de los derivados pertenecen a

varias series de familias de hidrocarburos que se resumen a continuación:

2.2.1. Constituyentes del petróleo crudo

• Terminales Livianos: Hidrocarburos desde C1 hasta C4.

• n – Parafinas: Hidrocarburos de cadena recta.

• Parafinas Ramificadas: Hidrocarburos secundarios y terciarios.

• Naftenos: Hidrocarburos con anillos saturados, típicamente

hidrocarburos con anillos de cinco o seis carbonos.

• Aromáticos: Hidrocarburos no saturados que contienen uno o mas

anillos bencénicos.

• Asfáltenos: Materiales hidrocarbonosos insolubles, que contienen

pequeñas cantidades de N2, S y O2.

Son sustancias amorfas y polares. Permanecen en

dispersión coloidal en el petróleo.

• Resinas Asfálticas: Similar a los asfáltenos de menor peso molecular amorfos

y polares, permanecen en suspensión.

7

2.2.2. Propiedades físicas del aceite crudo

• Gravedad API: Medida de peso o densidad de un aceite.

• Punto de Nube: Temperatura a la cual comienzan a precipitar los cristales

de parafina, enturbiando el aceite.

• Punto de Escurrimiento

O Punto de Derrame: Temperatura a la cual se congela el aceite y deja de fluir.

• Sedimento Básico y

Agua (BS&W): Medida del agua y del sedimento del aceite por

centrifugación.

• Aceite Amargo: El que contiene en disolución sulfuro de hidrogeno (H2S).

• Aceite Dulce: El que contiene en disolución dióxido de carbono, y no

contiene sulfuro de hidrogeno.

En las siguientes tablas se muestran el peso molecular, y el punto de fusión para un

rango de alcanos. Se debe notar que cuando el peso molecular aumenta, el punto de

fusión también aumenta, es decir, que el peso molecular es directamente proporcional al

punto de fusión. Observándolo desde la perspectiva del reservorio, esto significa que

cuando el crudo se mueve hacia la superficie, y se enfría, aquellos pesos moleculares de

los alcanos, las parafinas C-20 y más, se solidificaran primero cuando caiga la

temperatura.

Cuando se analizan depósitos a nivel de pozo (wellbore) las parafinas de alto peso

molecular será lo primero que se encuentra en lo más profundo del pozo donde se

solidificaran cuando la temperatura se enfrié por debajo de su punto de fusión.

8

2.2.3. Alcanos y sus puntos de fusión

Tabla # 1: Características de los Alcanos

Livianos, Peso molecular y punto de fusión

NOMBRE PESO MOLECULAR P. DE FUSIÓN (oF)

Metano (C-1) 16 -296

Etano (C-2) 30 -297

Propano (C-3) 44 -305

Butano (C-4) 58 -217

Pentano (C-5) 72 -201

Hexano (C-6) 86 -137

Heptano (C-7) 100 -131

Octano(C-8) 114 -70

Nonato (C-9) 128 -65

Decano (C-10) 142 -22

Undecano (C-11) 156 -14

Fuente: Ecuatoriana de Petroquímicos

Realizado por: Raúl Cadena

9

Tabla # 2: Características de los Alcanos

Pesos moleculares mayores y puntos de fusión

NOMBRE PESO MOLECULAR P. DE FUSIÓN (oF)

Pentadecano (C-15) 212 50

Eicosano (C-20) 282 98

Triacontano (C-30) 422 150

Tetracontano (C-40) 562 178

Pentacontano (C-50) 702 198

Hexacontano (C-60) 842 210

Heptecontano (C-70) 932 221

Hectano (C-100) 1402 239

Fuente: Ecuatoriana de Petroquímicos


2.3. Diferencias entre Crudos Asfálticos y Parafínicos

La confección química de un aceite crudo determinara sus propiedades físicas. Crudo

con alto contenido de asfáltenos y resinas asfálticas son mucho menores en gravedad y

de mayor viscosidad que la mayoría de crudos parafínicos.

Los dos tipos de crudos exhiben una marcada reducción cuando se los calienta. Este

efecto se muestra en el gráfico # 1.

En la recuperación por vapor, el calor se usa para movilizar los crudos asfálticos en el

reservorio con la ventaja de la reducción de la viscosidad asociada al incremento de la

temperatura.

10

Gráfico # 1: Viscosidad versus Temperatura

Crudo Parafínico versus Crudo Asfáltico

Fuente: Petrolite Corp.


11

CAPÌTULO III

3. Control de Parafina y Asfáltenos

3.1. Causas de la Depositación de la Parafina

3.1.1. Las dos mayores causas para los depósitos de parafina

Existen básicamente dos causas para los depósitos de parafina en los sistemas de

producción y transferencia de crudo:

• Reducción de Temperatura

• Reducción de la Capacidad de Disolución

Esto significa que cualquier condición que conduzca a una reducción de la temperatura

del aceite o una reducción de la capacidad de disolución provocara la precipitación y

salida de la solución.

3.1.2. Causas de los depósitos de parafina en el fondo del pozo

Deposito en la bomba de fondo y tubería de producción

• Perdida de los terminales livianos, como solubilizadores durante la caída de presión.

• Perdidas de livianos debido a la caída de presión.

• Perdidas de calor por caída de presión que tienen lugar en el fondo del pozo.

• Tratamientos de aceite caliente, dan como resultado un incremento del petróleo

pesado en el fondo del pozo.

• Descargas de dióxido de carbono que tienen lugar en el fondo del pozo durante la

inundación con CO2, reduciendo la solubilidad y la temperatura.

• Altas relaciones gas-aceite (GOR).

• reducción de la temperatura del fondo como función del gradiente térmico.

12

3.1.3. Causas de los depósitos de parafina en superficie

Líneas de flujo, recipientes y tanques

• Caídas de la temperatura ambiental, como ocurre en los meses fríos.

• Calentamientos de crudos para resolver emulsiones, los cuales volatizan los livianos

y reducen la solubilidad de la parafina en el aceite.

• Nucleación de los cristales de parafina por partículas sólidas provenientes de los

fluidos producidos, por ejemplo: arena, escala mineral, productos de corrosión y

finos de la formación.

3.1.4. Efectos de la temperatura natural

El gráfico # 2 nos muestra la comparación entre las curvas de gradientes térmicas para

campos de producción de USA, alrededor de la costa del Golfo, Sur de California.

Donde hay actividad geotérmica. Se puede observar que por cada 40 pies de

profundidad en el pozo, la temperatura se eleva 1oF. Mientras que en Texas y

Oklahoma, que es el petróleo que más se asemeja al petróleo del oriente Ecuatoriano, la

temperatura se eleva 1oF por cada 100 pies.

Algunas parafinas que están completamente disueltas en el reservorio, no continuarán

disueltas en la superficie debido al enfriamiento. De esta manera, el enfriamiento natural

será la causa de que algunas parafinas precipiten cuando caiga la temperatura debajo del

punto de fusión.

13

Gráfico # 2: Gradiente de temperatura en el pozo



El gráfico # 3 muestra otro efecto del enfriamiento natural, esto indica el efecto de las

condiciones en la superficie y el enfriamiento causado durante los meses fríos.

Se debe notar que la temperatura del aire, la temperatura del suelo y la velocidad del

viento convergen para reducir la temperatura de los fluidos en el oleoducto. Este

enfriamiento y el resultado de la solidificación de las parafinas justifica el hecho de que

los problemas de parafina se intensifican en los meses fríos.

14

Gráfico # 3: Temperatura del Crudo versus Longitud de la Tubería

Petróleo crudo enfriándose en el oleoducto



3.2. Efecto sobre las Propiedades Físicas del Crudo debido al Calentamiento

Cuando se produce petróleo, este se enfría. El enfriamiento a nivel de yacimiento y de

superficie contribuye al cambio de las características físicas del aceite crudo.

Aparte de los depósitos de parafina, el incremento de la viscosidad puede causar

problemas en el transporte y puede atrapar agua en el aceite, el resultado: aceite malo

con niveles de BS&W que son demasiados altos para la venta. Recalentar el crudo para

bajar la viscosidad puede resolver el problema de emulsión. Pero, como se indica en el

gráfico # 4, ello puede causar que se eleve el punto de derrame. La principal razón para

la disminución de la capacidad de disolución es la perdida de los terminales livianos.

Desafortunadamente, el mismo efecto se observa en el rango de temperatura donde se

esperan los tratadores calentadores de crudo.

15

Gráfico # 4: Viscosidad versus Temperatura

Petróleo crudo parafínico



3.2.1. Efecto sobre el punto de derrame

Gráfico # 5: Punto de Derrame versus Temperatura de Calentamiento del Crudo



16

La practica del calentamiento del crudo para resolver emulsiones y remover

acumulaciones de parafina puede causar nuevos problemas de parafina, cuando los

crudos se enfrían. El proceso del calentamiento del petróleo volatiza los livianos y

consecuentemente reduce la capacidad de solubilidad del aceite crudo.

Disolver mas parafina en el petróleo a elevadas temperaturas puede sobrecargar la

capacidad de solubilidad del crudo, cuando este se enfría.

Los gráficos # 6 y 7 muestran el efecto de la parafina adicional y la volatilización de

livianos sobre el punto de nube, temperatura a la cual la parafina comienza a

solidificarse.

Gráfico # 6: Efecto del Contenido de Parafina en el Punto de Nube

Parafina añadida al crudo normal y calentado



17

Gráfico # 7: Efecto del Contenido de Parafina en el Punto de Nube

Parafina añadida al crudo normal y calentado



3.3. Control de Parafina

3.3.1. Opciones para el control de la parafina

a. Limpiezas Periódicas

• Aceite caliente o agua caliente

• Raspadores mecánicos

• Chanchos en líneas

• Limpieza de tanques

b. Prevención

• Inyección forzada química

• Calentamiento en líneas

• Cambios en las condiciones de operación

18

3.3.2. Mecanismos para la remoción de parafina

Limpieza de los depósitos de parafina acumulada

• Disolución: Usar solventes para disolver químicamente la parafina. La cantidad de

esta disuelta se basa en la capacidad de disolución del solvente.

• Térmico: Uso de energía térmica para exceder el punto de fusión de la parafina a fin

de fundirla. La cantidad de parafina disuelta se basa en el calor disponible.

• Mecánico: Remoción física de la parafina utilizando raspadores, cortadores,

chanchos, etc.

3.3.3. Mecanismos químicos para la remoción de parafina

Mecanismos primarios y secundarios

• Calentamiento con agua y dispersante

Mecanismo primario: Fundir por calentamiento a la parafina acumulada.

Mecanismo secundario: Dispersante químico para prevenir la aglomeración de la

parafina fundida.

• Enjuagues con solventes

Mecanismo primario: Disolución de la parafina por solventes.

Mecanismo secundario: Acción de penetración de surfactantes que se incorporan a

las mezclas solventes.

• Cortadoras: Raspadores, chanchos.

Mecanismo primario: Cortar mecánicamente el depósito de la parafina.

Mecanismo secundario: Acción de penetración de surfactantes usados

generalmente en forma conjunta para disminuir la dureza de los depósitos.

19

Precisamente la pérdida de calor y de la capacidad de disolución son las principales

causas para los depósitos de parafina. La adición de calor y de la capacidad de

disolución son métodos útiles para redisolver o refluidizar la parafina depositada.

Existen una serie de pruebas de selección disponibles para diseñar un programa de

limpieza de depósitos de parafina. A continuación se da una breve descripción de tres

pruebas de selección para comprender acerca de la naturaleza de los depósitos y acerca

de la probabilidad de éxito al usar un candidato químico.

Todos estos procedimientos tienden al control de la parafina bajo una perspectiva de

limpieza periódica. Ello significa que la rata de depositación no esta controlada. La

parafina continúa depositándose en el sistema y es removida de manera regular. Si esta

técnica no se realiza de manera rutinaria, esta no trabaja.

3.3.4. Procedimiento para seleccionar químicos

Químicos para limpiezas periódicas

• Pruebas de aceite caliente:

Procedimiento de selección que determina la capacidad de un producto de dispersar las

partículas de parafina durante el ciclo de fundido, simulando la aplicación de agua

caliente al pozo con la acumulación de parafina en los equipos del fondo.

• Pruebas de frasco frió:

Procedimiento de selección que mide la capacidad de disgregar y remover la parafina de

un producto, cuando se lo aplica bajo tratamiento batch y con descarga de agua de

formación. El agua no se calienta pero la prueba se realiza a la temperatura de los

fluidos de formación.

20

• Prueba de solvatación

Procedimiento de selección que mide la capacidad de disolución de parafina en un

solvente. Los resultados se registran como cantidad de parafina disuelta.

La prueba de aceite caliente utiliza el calor disponible en el aceite para redisolver la

parafina que se ha depositado en los equipos de formación. El mecanismo primario para

disolver la parafina es la transferencia de calor, mientras que el mecanismo secundario

es la capacidad de disolución del aceite caliente.

En la práctica se demuestra que la cantidad de calor disponible para fundir la parafina

acumulada es mucho mayor cuando se usa agua. De varios fluidos probados la salmuera

proporciona casi el doble de calor al crudo para fundir los depósitos de parafina.

Cuando se añade un surfactante adecuado, el efecto de penetración incrementa la

eliminación de mucha más cantidad de parafina.

3.4. Químicos Preventores

3.4.1. Modificadores de cristales

Químicos especialmente diseñados llamados modificadores de cristales, se pueden

utilizar para prevenir los depósitos de parafina. Ellos hacen esto por la coprecipitación

con la parafina cuando la temperatura se enfría.

Estos químicos provocan el desarrollo de los cristales adhiriéndose junto con los

cristales.

3.4.2. Efectos de los modificadores de cristales

Los modificadores de cristales se utilizan para reducir el punto de nube del crudo y por

lo tanto permitir el manejo de este en condiciones bajo las cuales normalmente habría

presencia de parafina. De esta manera, cuando son forzados o añadidos en forma

21

continua al pozo previenen o reducen significativamente los depósitos de parafina en la

formación o en la superficie.

3.4.3. Procedimiento para seleccionar químicos preventores

• Prueba de dedo frió (cold finger test): Procedimiento de selección que mide la

capacidad de prevención de la formación de grandes depósitos de parafina de un

producto. A la masa de crudo se la mantiene a una temperatura sobre el punto de

nube, mientras se expone a un metal enfriado debajo del punto de nube. Se mide la

cantidad que se deposita sobre el probador metálico.

• Procedimiento de disco rotatorio: Similar a la prueba de cold finger, pero utilizando

diferentes aparatos de medida.

El gráfico # 8 muestra el efecto de la adición de un modificador de cristal sobre las

propiedades físicas del crudo. Se debe notar como el punto de derrame del petróleo

continua ascendiendo cuando se calienta. Estas son las condiciones típicas que se

pueden encontrar cuando un crudo es calentado para romper una emulsión estando el

crudo a una temperatura fría. Al incrementar la temperatura del calentador para romper

las emulsiones, se incrementa el punto de derrame.

22

Gráfico # 8: Efecto en el Punto de Derrame cuando el Crudo es Calentado

Efecto de la Adición de Modificador de Cristal



En el gráfico # 9 observamos el mismo efecto de la adición de un modificador de cristal

sobre las propiedades físicas del crudo con la diferencia de que tenemos crudo no

tratado (arriba) y el mismo crudo tratado con un modificador de cristal (abajo). Se debe

notar como el punto de derrame se reduce significativamente en el crudo tratado.

23

Gráfico # 9: Efecto en el Punto de Derrame cuando el Crudo es Calentado

Efecto de la Adición de Modificador de Cristal



Asfáltenos

Gráfico # 10: Miscela de asfalteno

Fuente: Floculación de los asfaltenos


24

Gráfico # 11: Representación esquemática de una molécula de asfalteno.

Fuente: Floculación de los asfaltenos


3.5. Características de los Asfáltenos

3.5.1. Características físicas y químicas

• Son insolubles en aceite crudo, permanecen en suspensión coloidal como una

miscela.

• Imparte la característica del color negro al petróleo, generalmente el petróleo mas

oscuro contiene más asfaltenos.

• No son cristalinos, son brillantes cuando se encuentran en depósitos sólidos, se

alargan como caramelo cuando están semisólidos.

• Existen polares en ellos, son cargas positivas y negativas. Estas cargas los afectan.

• Cuando se encuentran en un depósito, son generalmente negros o café oscuros.

• Solubles en solventes aromáticos como tolueno o xileno.

• No se funden pero se degradarán a una temperatura muy alta.

25

3.5.2. Causas de la precipitación de los asfaltenos

Desestabilización de la miscela de asfalteno

• Altas concentraciones de acido como se pueden encontrar durante los trabajos de

ácidos.

• Altas concentraciones de iones ferrosos o férricos como se pueden encontrar en los

trabajos de ácidos.

• Altas concentraciones de hidrocarburos de bajo peso molecular como se encuentran

en choques y separadores res de gas.

• Solvente de baja tensión superficial como pentano, hexano, heptano o condensados

que pueden encontrarse durante la limpieza con solventes.

• Cargas estáticas como se pueden encontrar en áreas de alta velocidad de fluido.

3.5.3. Donde se puede encontrar más comúnmente

• Si después del análisis del aceite crudo se determina que contiene una significativa

cantidad de asfaltenos, esa locación representa la mayor fuente de suministro de

asfalteno dentro del sistema de producción.

• En las bombas del yacimiento combinado con parafina tendrá una apariencia negra

fibrosa de naturaleza alquitranosa.

• Alrededor de los choques en la cabeza del pozo y separadores de gas donde la

concentración de livianos es alta. Estos tienden a desestabilizar los asfaltenos

causando su depositación.

• En los pozos inyectores donde se han acarreado a través del sistema de agua como

sólidos dispersos, se acumulan como depósitos negros, alquitranados, se debe

verificar cualquier material de relleno que a sido liberado de un pozo inyector.

26

• Después de un trabajo de ácido pueden encontrarse como componente en el lodo de

retorno.

• Después de una limpieza con condensados u otros solventes.

3.5.4. Opciones para la remoción de los asfáltenos

Limpieza de los depósitos

a. Remojo con disolvente de asfalteno

• Pozos productores, aislar el intervalo y remojar.

• Pozos inyectores, aislar el intervalo y remojar.

• Recipientes, remoción mecánica y remojo.

b. Prevención de la depositación

• Restringir el uso de solventes de baja tensión superficial.

• Usar solamente empacaduras de ácido estabilizadas.

27

CAPÌTULO IV

4. Deshidratación del Petróleo

En este capítulo se tratara la deshidratación del crudo, que es el proceso de remover

tanto agua como sólidos atrapados en el crudo y que este quede listo para despachar a

oleoducto y finalmente a refinería.

4.1. Teoría de las Emulsiones

4.1.1. Los componentes necesarios

Una emulsión es la combinación de dos líquidos que no se mezclan en condiciones

normales. Para la formación de una emulsión estable son necesarias tres condiciones:

• Deben estar presentes dos líquidos inmiscibles (no se combinan con otra cosa).

• Debe contar con suficiente energía (agitación) para mezclar los dos líquidos.

• Deben estar presentes uno o más agentes emulsionantes.

En el sistema de producción de petróleo los dos líquidos inmiscibles son el aceite y la

salmuera. La energía que provoca la mezcla de ellos puede ser cualquiera que produce

este efecto, perforaciones en el casing, encogimiento de la bomba, choque en la cabeza

de la válvula. Los agentes emulsionantes pueden ser los surfactantes naturales, finos de

la formación, parafina, productos de corrosión, lodo de perforación o cualquier otro

químico del tratamiento.

En los campos petroleros las emulsiones de agua en aceite (W/O) son llamadas

emulsiones directas, mientras que las emulsiones de aceite en agua (O/W) son llamadas

emulsiones inversas. Esta clasificación simple no siempre es adecuada, ya que

emulsiones múltiples o complejas (O/W/O ó W/O/W) pueden también ocurrir. Además,

esta clasificación es muy particular de la industria petrolera, ya que en general las

emulsiones O/W son denominadas emulsiones normales y las W/O son las inversas.

28

En las emulsiones directas, la fase acuosa dispersa se refiere generalmente al agua y la

fase continua es petróleo crudo. Mientras que en las emulsiones inversas, la fase acuosa

dispersa es el petróleo crudo y la fase continua es el agua.

4.1.2. Propiedades que intervienen en la estabilidad de una emulsión

Existen muchos factores naturales que afectan la estabilidad de una emulsión de agua en

aceite:

• Contenido de agua: Una mayor cantidad de agua producida, facilita el rompimiento

de una emulsión, esto esta relacionado a la concentración de los emulsificadores

naturales en la interfase de los fluidos.

• Temperatura: La disminución de la temperatura provoca el aumento de la

viscosidad del petróleo, haciendo más difícil el asentamiento del agua fuera del

aceite.

• Viscosidad del crudo: Baja gravedad y alta viscosidad del crudo forman

emulsiones más estables debido a la inherente resistencia al asentamiento del agua.

• Densidad diferencial: La mayor diferencia de densidad entre el aceite y la

salmuera, facilita el asentamiento del agua fuera del aceite.

El rompimiento de la emulsión depende de las siguientes propiedades:

• Tensión interfacial: Una reducción de la tensión interfacial no es suficiente para

aumentar la estabilidad de la emulsión. Se ha encontrado recientemente que los

sistemas de tensión ultra-baja producen emulsiones inestables. Estudios de tensión

interfacial dinámica entre crudo y agua muestran que la tensión disminuye con el

tiempo y que se requieren varias horas de contacto para obtener un valor estable.

A partir de las mediciones de tensión interfacial (IFT) se puede concluir que es la

fracción de la resina que tiene la más alta afinidad por la interfase. Las resinas

29

pueden reducir el IFT a los valores cerca de 15 mN/m. Mientras que los asfaltenos la

reducen en 25 mN/m como valor límite. El valor para el petróleo crudo es del orden

de 30 mN/m, lo cual revela que hay otros componentes indígenas que influencian el

IFT además de las resinas y asfaltenos.

• Viscosidad de la fase externa: Una viscosidad alta en la fase externa disminuye el

coeficiente de difusión y la frecuencia de colisión de las gotas, por lo que se

incrementa la estabilidad de la emulsión. Una alta concentración de las gotas

también incrementa la viscosidad aparente de la fase continua y estabiliza la

emulsión. Este efecto puede ser minimizado calentando la emulsión.

• Tamaño de la gota: Gotas muy pequeñas menores de 10 µm generalmente

producen emulsiones más estables. Una amplia distribución de tamaños de

partículas resulta en general en una emulsión menos estable.

• Relación de volumen de fases: Incrementando el volumen de la fase dispersa se

incrementa el número de gotas y/o tamaño de gota y el área interfacial. La distancia

de separación se reduce y esto aumenta la probabilidad de colisión de las gotas.

Todos estos factores reducen la estabilidad de la emulsión.

• Temperatura: Usualmente, la temperatura tiene un efecto muy fuerte en la

estabilidad de la emulsión. Incrementando la temperatura se reduce la adsorción de

surfactantes naturales y disminuye la viscosidad de la fase externa, la rigidez de la

película interfacial y la tensión superficial. Todos estos cambios reducen la

estabilidad de la emulsión. En presencia de surfactantes aniónicos, un aumento de

temperatura aumenta la afinidad de estos por la fase acuosa, mientras que lo inverso

ocurre con surfactantes no-iónicos.

30

• pH: La adición de ácidos o bases inorgánicos cambia radicalmente la formación de

películas de asfaltenos y resinas que estabilizan las emulsiones agua-aceite.

Ajustando el pH se puede minimizar la rigidez de la película que estabiliza la

emulsión y aumentar la tensión superficial.

La estabilización de la tensión interfacial depende del pH de la fase acuosa, por lo

cual la adsorción en la interfase presenta una histéresis que indica que las diferentes

moléculas emulsionantes (surfactantes naturales que contienen grupos ácidos y

bases) poseen cinéticas de equilibración muy diferentes.

• Envejecimiento de la interfase: A medida que la interfase envejece la adsorción de

los surfactantes se completa y debido a las interacciones laterales entre las

moléculas aumenta la rigidez de la película hasta un valor estable en unas 3 a 4

horas. Esta película o piel alrededor de la gota llega a ser más gruesa, más fuerte y

más dura. Además, la cantidad de agentes emulsionantes se incrementa por

oxidación, fotólisis, evaporación o por la acción de bacterias.

• Salinidad de la salmuera: La concentración de la salmuera es un factor importante

en la formación de emulsiones estables. Agua fresca o salmuera con baja

concentración de sal favorecen la estabilidad de las emulsiones. Por el contrario,

altas concentraciones de sal tienden a reducirla.

• Tipo de aceite: Los crudos con aceite de base parafínica usualmente no forman

emulsiones estables, mientras que los crudos nafténicos y de base mixta forman

emulsiones estables.

Ceras, resinas, asfaltenos y otros sólidos pueden influenciar la estabilidad de la

emulsión. En otras palabras, el tipo de crudo determina la cantidad y tipo de

emulsionantes naturales.

31

• Diferencia de densidad: La fuerza neta de gravedad que actúa en una gota es

directamente proporcional a la diferencia en densidades entre la gota y la fase

continua. Aumentando la diferencia de densidad por incremento de la temperatura se

logra aumentar la velocidad de sedimentación de las gotas y por ende, se acelera la

coalescencia.

• Presencia de cationes: Los cationes divalentes como calcio y magnesio tienen

tendencia a producir una compactación de las películas adsorbidas, probablemente

por efecto de pantalla electrostática de un lado, y por otro, la precipitación de sales

insolubles en la interfase.

• Propiedades reológicas interfaciales: Generalmente, cuando una interfase con

moléculas de surfactantes adsorbidas se estira o dilata se generan gradientes de

tensión. Los gradientes de tensión se oponen al estiramiento e intentan restaurar la

uniformidad de la tensión interfacial. Como consecuencia, la interfase presenta una

cierta elasticidad. Éste es el efecto llamado Gibbs-Marangoni. En el gráfico # 12 se

muestran los factores físico-químicos relacionados con las interacciones entre dos

gotas de fase dispersa.

32

Gráfico # 12: Esquema de los factores físico-químicos relacionados con las

interacciones entre dos gotas de fase dispersa de una emulsión W/O.

Fuente: Emulsions: Theory and Practice


Para romper una emulsión que se ha formado, se deben esperar dos cosas de las

partículas de agua que ahora están dispersas en el aceite:

• Las gotas de agua deben tener contacto físico entre si.

• Una vez que se a efectuado el contacto, las gotas deben ser capaces de juntarse o

coalescer, esto significa que la barrera de energía debe romperse.

Con respecto a la primera acción, se debe usar alguna forma de agitación que provoque

lo coloidicidad de las gotas de agua. Pero la mezcla no debe ser tan severa que provoque

la dispersión adicional del agua en aceite.

La mayoría de los esfuerzos tendientes a romper emulsiones debe apuntar a romper la

energía, que existe entre las gota de agua. La tabla # 3 describe algunos diferentes tipos

de barreras de energía.

33

Tabla # 3: Agente emulsionante – Barrera de energía

Características de las barreras

Barreras de Energía Características de la barrera

Barrera Iónica Donde las gotas se repelen mutuamente debido a las

cargas eléctricas.

Barrera Mecánica Donde el agente emulsificante forma una membrana

elástica.

Barreras Sólidas Donde los sólidos en la interfase contienen

características acuohumectantes y oleohumectantes.

Fuente: Demulsification of Crude Oil Emulsions


4.1.3. Emulsión de agua en aceite

Gráfico # 13: Microfotografía de una emulsión agua en petróleo crudo.

Fuente: Microemulsions, en Handbook of Detergents


34

El agua y el aceite son esencialmente inmiscibles, por lo tanto, estos dos líquidos

coexisten como dos líquidos distintos. La frase “aceite y agua no se mezclan” expresa la

mutua insolubilidad de muchos hidrocarburos líquidos con el agua. Las solubilidades de

hidrocarburos son bajas, pero varían desde 0,0022 ppm para el tetradecano hasta 1.760

ppm para el benceno en agua. La presencia de dobles enlace carbono-carbono (por

ejemplo alquenos y aromáticos) incrementan la solubilidad del agua. El agua está lejos

de ser soluble en hidrocarburos saturados (por ejemplo: parafinas o alcanos) y su

solubilidad disminuye con el incremento del peso molecular de los hidrocarburos.

Durante las operaciones de extracción del petróleo, la mezcla bifásica de petróleo crudo

y agua de formación se desplazan en el medio poroso a una velocidad del orden de 1

pie/día, lo que es insuficiente para que se forme una emulsión. Sin embargo, al pasar por

todo el aparataje de producción durante el levantamiento y el transporte en superficie

(bombas, válvulas, codos, restricciones, etc.) se produce la agitación suficiente para que

el agua se disperse en el petróleo en forma de emulsión W/O estabilizada por las

especies de actividad interfacial presentes en el crudo. Las emulsiones formadas son

macro-emulsiones W/O con diámetro de gota entre 0,1 a 100 µm.

4.2. Agentes Emulsificantes:

Los agentes emulsionantes son numerosos y pueden ser clasificados de la siguiente

manera:

• Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo

ácidos orgánicos y bases, ácidos nafténicos, ácidos carboxílicos, compuestos de

azufre, fenoles, cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular.

• Sólidos finamente divididos, tales como arena, arcilla, finos de formación, esquistos,

lodos de perforación, fluidos para estimulación, incrustaciones minerales, productos

35

de la corrosión (por ejemplo sulfuro de hierro, óxidos), parafinas, asfaltenos

precipitados. Los fluidos para estimulación de pozos pueden contribuir a formar

emulsiones muy estables.

• Químicos de producción añadidos tales como inhibidores de corrosión, biocidas,

limpiadores, surfactantes y agentes humectantes.

Los surfactantes naturales se definen como macromoléculas con actividad interfacial

que tienen un alto contenido de aromáticos y por lo tanto relativamente planas con al

menos un grupo polar y colas lipofílicas, con actividad interfacial. Estas moléculas

pueden apilarse en forma de micelas. Se forman de las fracciones ácidas de asfaltenos,

resinas, ácidos nafténicos y materiales porfirínicos.

Estos surfactantes pueden adsorberse a la interfase de la gota de agua y formar una

película rígida que resulta en una alta estabilidad de la emulsión W/O formada, lo cual

ocurre en menos de tres días. Es por eso, que la emulsión debe tratarse lo más pronto

posible con diferentes agentes tales como: química deshidratante, calor, sedimentación

por centrifugación o electrocoalescencia.

La película interfacial formada estabiliza la emulsión debido a las siguientes causas:

• Aumenta la tensión interfacial. Por lo general, para emulsiones de crudo la tensión

interfacial es de 30 a 36 mN/m. La presencia de sales también aumenta la tensión

interfacial.

• Forman una barrera viscosa que inhibe la coalescencia de las gotas. Este tipo de

película ha sido comparada con una envoltura plástica.

• Si el surfactante o partícula adsorbida en la interfase es polar, su carga eléctrica

provoca que se repelan unas gotas con otras.

36

Un segundo mecanismo de estabilización ocurre cuando los emulsionantes son

partículas sólidas muy finas. Para ser agentes emulsionantes, las partículas sólidas

deben ser más pequeñas que las gotas suspendidas y deben ser mojadas por el aceite y el

agua. Luego estas finas partículas sólidas o coloides (usualmente con surfactantes

adheridos a su superficie) se colectan en la superficie de la gota y forman una barrera

física. Ejemplos comunes de este tipo de emulsionante son el sulfuro de hierro y la

arcilla. En el gráfico # 14 se muestra la adsorción de diferentes partículas emulsionantes

en una gota de agua.

Gráfico # 14: Representación de la estabilización de una gota de agua por agentes

emulsionantes presentes en el petróleo crudo.

Fuente: Emulsions: Theory and Practice


37

4.3. Mecanismos de Desestabilización de la Emulsión

4.3.1. Gravedad (Ley de Stoke’s)

Dado el suficiente tiempo, las emulsiones se resolverán de acuerdo a la ley de Stokes, la

cual señala que la rata de asentamiento del agua es directamente proporcional al tamaño

de las gotas de agua. Con ellas coalescen y crecen, ellas se asentaran.

La Ley de Stokes:

En una mezcla de dos sustancias de diferente densidad, la velocidad de elevación o

caída de una partícula, es proporcional al diámetro de la partícula.

Gráfico # 15: Ley de Stokes

Fuente: Deshidratación de crudos pesados en el campo villano


Esta es una gota grande de petróleo que se moverá mucho más grande que una gota

pequeña.

4.3.2. Calor, energía térmica

El calor ayuda a resolver las emulsiones al reducir la viscosidad del crudo y, además, el

agua puede moverse en su interior más fácilmente. Todo aquello contribuye a disolver

las partículas de parafina que también actúan como estabilizadoras de las emulsiones.

38

Un poco mas de los beneficios del uso del calor para la desestabilización de una

emulsión son:

• Incrementa la frecuencia del contacto entre las partículas de agua.

• Disminución de la viscosidad del aceite, facilitando el movimiento de las gotas de

agua.

• El agente emulsionante lo convierte más soluble en la fase acuosa, o en la fase

oleosa.

• Reduce la densidad del aceite más fácilmente que la del agua.

4.3.3. Electrostáticos

Alternando los campos eléctricos se puede utilizar para romper las partículas creadas

por los agentes emulsionantes alrededor de las gotas de agua, provocando la

coalescencia y el asentamiento más rápidamente.

Acción del campo eléctrico

La fuerza resultante entre dos gotas cargadas está dada por la Ley de Coulomb:

Fuente: Dual polarity oil dehydration


Donde q es la carga de la gota, x es la distancia entre los centros de las gotas y εo la

permitividad de la fase continúa. La dirección del movimiento depende de la polaridad

de la carga y del campo eléctrico. Para una gota cargada por contacto directo con un

electrodo, la fuerza resultante se reescribe:

39



Siendo εoil la constante dieléctrica relativa del crudo y E el campo eléctrico.

Esta fuerza ocasiona que la gota cargada migre hacia el electrodo de carga opuesta y se

inicie entonces el contacto con otras gotas, permitiendo la coalescencia. Para dos gotas

polarizadas de igual tamaño alineadas en el campo eléctrico, la fuerza de atracción es:



Como dice Burris en su libro dual polarity oil dehydration:

En un campo D.C. (corriente directa), las gotas migrarán en un patrón continuo

con una velocidad determinada por la viscosidad de la fase continua. Las gotas

gradualmente perderán su carga, dependiendo del tiempo de relajación de la fase

continua.

En el caso de corriente continua (A.C.), una gota cargada tenderá a oscilar en

una posición media entre los electrodos. Una gota puede llegar a cargarse por

otros mecanismos tales como: ionización, adsorción preferencial de iones a la

interfase (doble capa eléctrica) o transferencia de carga conectiva desde un

electrodo por la fase orgánica.

En investigaciones realizadas se ha podido estudiar el fenómeno que hace que

los voltajes D.C. sean tan efectivos y permitan remover grandes cantidades de

40

agua. Este principio se esquematiza en el gráfico # 16. En esta figura se

representa un crudo fluyendo verticalmente con una sola gota de agua presente.

A medida que la gota entra en el alto gradiente D.C. entre los electrodos, éste le

induce una carga a la superficie de la gota, que es igual a la del electrodo más

cercano, por lo que inmediatamente ambos se repelen y la gota es atraída hacia

el electrodo de carga contraria. (128)

Cuando la gota se acerca al electrodo de carga contraria, la carga superficial de la gota

se altera por el gran potencial del ahora electrodo más cercano, lo que hace que sea

repelida de nuevo y atraída por el electrodo de carga contraria. Este movimiento de la

gota es una migración ordenada entre los electrodos. Los altos potenciales D.C. retienen

a las gotas de agua hasta sean suficientemente grandes como para sedimentar.

Considerando lo anteriormente expuesto para un sistema de una emulsión W/O con

miles de gotas de agua. Las gotas polarizadas (cargadas mitad positivamente y mitad

negativamente) tenderán a colisionar entre sí, por lo cual la coalescencia ocurrirá más

rápido. Este fenómeno también hace que gotas en medios más viscosos colisionen, y es

necesario altas temperaturas.

41

Gráfico # 16: Movimiento de una gota de agua entre dos electrodos de polaridad

dual.



Otro ejemplo, es el perfil corriente-voltaje obtenido en la deshidratación electrostática

de una emulsión agua en crudo aplicando un campo eléctrico D.C. de 1.000 Voltios/cm

y una dosificación de 100 ppm de química deshidratante (resina fenol formaldehído),

gráfico # 17. Se observa que inicialmente la corriente aumenta de manera considerable,

luego alcanza un máximo y después disminuye hasta valores cercanos a cero.

42

Gráfico # 17: Perfil Intensidad de corriente-Voltaje en función del tiempo durante

la deshidratación Electrostática de una emulsión agua en petróleo crudo.

Fuente: Demulsification of Water-in-Oil Emulsion by an Electrostatic Coalescence Methodology.


Como dicen Hirato T., Koyama K., Tanaka T., Awakura Y., Majima H. en su

libro Demulsification of Water-in-Oil Emulsion by an Electrostatic Coalescence

Methodology:

Se encontró que la forma de tales perfiles puede explicarse de la siguiente

manera:

• Un período inicial durante el cual ocurre el alineamiento de las gotas en

cadena como si fuera un rosario.

• Un período en el cual las cadenas de gotas de gran longitud forman un

puente entre los electrodos, ocasionando un incremento en la conductividad

de la emulsión.

• Un punto en el cual la conducción de corriente alcanza un máximo.

43

• Una región caracterizada por una conductividad altamente errática,

eventualmente disminuye a cero, como consecuencia de la disminución del

nivel de agua en la emulsión debido al progreso de coalescencia de las gotas.

A de más se sugirió lo siguiente: el proceso inicial es capacitivo, resultando

quizás de la conducción superficial en las gotas de agua que se tocan, más que

de la conducción a través de las gotas. Esta fase inicial es influenciada por

factores como: viscosidad de la fase aceite, volumen de la fase dispersa y voltaje

aplicado. (25, 26)

En la última región la conducción ocurre a través de las gotas (coalescencia), y la

duración de está zona se ve afectada por el voltaje aplicado y la presencia de aditivos

químicos; a mayor voltaje o mayor concentración de química, más rápida es la

deshidratación. En el gráfico # 18 se ilustra esquemáticamente el proceso de

electrocoalescencia.

Gráfico # 18: Esquema del proceso de electrocoalescencia.

Fuente: Demulsification of Water-in-Oil Emulsion by an Electrostatic Coalescence Methodology.


44

4.3.4. Químicos desemulsificantes

Acción de los químicos desemulsificantes

Como dice Salager J.L. en su Revista Técnica Intevep:

Diferentes estudios han demostrado que el mecanismo físico-químico de acción

de los agentes deshidratantes o desemulsionantes está asociado a la formulación

óptima del sistema (SAD = 0, siendo SAD la Diferencia de Afinidad del

Surfactante). (12)

La formulación óptima se define básicamente como un estado de equilibrio entre las

afinidades del surfactante para la fase acuosa y para la fase oleica. Como dice Salager

J.L. en su libro Microemulsions, en Handbook of Detergents: “Se han determinado

cuantitativamente los efectos de las diferentes variables de formulación (salinidad,

ACN, EON, WOR, temperatura, entre otras) sobre el equilibrio hidrofílico/lipofílico

entre el surfactante y su ambiente físico-químico”. (55)

En un sistema surfactante-agua-aceite, la formulación óptima se logra cuando en un

barrido unidimensional de cualquier variable de formulación, el sistema presenta una

tensión interfacial mínima o ultra-baja, acompañada en general de la aparición de un

sistema trifásico en el cual la mayor parte del surfactante está en la fase media. Para el

caso de emulsiones agua en crudo es poco corriente poder observar tal sistema trifásico

y la inestabilidad se detecta por el progreso de la coalescencia y la evolución de la

tensión interfacial dinámica.

Como dice Salager J.L. en su libro Deshidratación de crudo: “Para conseguir esta

condición en una emulsión W/O que ya contiene un surfactante lipofílico (modelo de

los surfactantes naturales en el crudo), se debe añadir un surfactante hidrofílico de peso

molecular promedio o bajo (modelo agente deshidratante) de manera que el parámetro

45

característico de la mezcla produzca una emulsión inestable”. (132). La formulación

óptima es independiente de la concentración de surfactante y de la cantidad de la fase

media, el surfactante es atrapado en una microemulsión.

Por lo general, los desemulsionantes comerciales son mezclas de varios componentes

que tienen estructuras químicas diferentes y materiales poliméricos, así como una

amplia distribución de peso molecular. Están conformados por un 30 a 50% de materia

activa (surfactantes) más la adición de solventes adecuados, tales como nafta aromática

y alcoholes.

Entre los más utilizados están los copolímeros bloques de óxido de etileno y de óxido de

propileno, las resinas alquil - fenol formaldehídas, las poliaminas, alcoholes grasos,

aminas oxialquiladas y poliesteramianas y sus mezclas. En la tabla # 4 se presentan

algunos de los productos surfactantes utilizados como agentes deshidratantes para

romper emulsiones W/O.

Estos surfactantes tienen tres efectos fundamentales una vez adsorbidos en la interfase

agua-aceite: uno es la inhibición de la formación de una película rígida, otro el

debilitamiento de la película volviéndola compresible y el más importante, el cambio en

la formulación del sistema para alcanzar la condición de SAD = 0.

46

Tabla # 4: Historia del uso de deshidratantes

Periodo Dosificación (ppm) Tipo de química

1920 1.000

Jabones, sales de ácidos nafténicos, aromáticos y

alquilaromáticos, sulfonatos,

Aceite de castor sulfatado

1930 1.000 Sulfonatos de petróleo, esteres de ácidos

sulfosuccínicos, di-epóxicos

Desde 1935 100 - 500 Ácidos grasos etoxilados, alcoholes grasos y

alquilfenoles

Desde 1950 100

Copolímeros bloques de óxido de etileno/óxido de

propileno EO/PO, resinas palquilfenol formaldehídas

+ EO/PO y modificaciones

Desde 1965 30 - 50 Aminas oxialquiladas, poliaminas

Desde 1976 10 - 30 Oxialquilados, resinas palquilfenol formaldehidas

cíclicas y modificaciones complejas

Desde 1986 5 - 20 Poliesteraminas y sus mezclas

Fuente: Improved Demulsifier Chemistry


4.4. Uso de Químicos Desemulsificantes

4.4.1. Etapas en el proceso de desemulsificación.

Usando un desemulsificante químico

Etapa 1: Introducción y mezcla del desemulsificante en la fase aceite de la

emulsión.

Etapa 2: El desemulsificante penetra en la interfase agua-aceite.

47

Gráfico # 19: Etapa 2

Fuente: Tratamientos químicos en campos petroleros


Etapa 3: Se distorsiona la barrera de energía de la interfase.




48

Etapa 4: Las gotas de agua forman coloides y calezcan.




Etapa 5: Las gotas de agua grandes se asientan y decantan.

Como surfactantes propiamente dichos, los demulsificadores exhiben un grupo de

características similares a los emulsificantes. En efecto, se un desemulsificante se usa en

exceso, este actúa formando suavemente emulsión; es decir, actuando como agente

emulsificante.

Muchas veces existe una fina línea entre la resolución de una emulsión original y la

creación de una nueva. Muchas veces la emulsión creada por sobretratamiento es mucho

más estable que la emulsión original. Esta condición se puede producir si la emulsión

tratada se forma por nuevas adiciones.

49

4.4.2. Pruebas de botella

Una vez determinado que químico se utilizara para ayudar a romper una emulsión, se

debe implementar una serie de pruebas de botellas, para evaluar los químicos

candidatos. A continuación se describe el proceso:

Los desemulsionantes deben ser dosificados en forma continua en la relación

determinada por pruebas de botella y/o pruebas de campo. Los rangos de dosificación

pueden variar de 10 a 1.000 ppm, aunque generalmente con un buen deshidratante se

utilizan 10 a 100 ppm.

Generalmente los crudos pesados requieren mayor dosificación que los crudos ligeros.

El exceso de dosificación de desemulsificante incrementa los costos de tratamiento,

puede estabilizar aun más la emulsión directa W/O ó producir emulsiones inversas

O/W.

Debido a que los agentes desemulsionantes son tan numerosos y complejos para

permitir su completa identificación, seleccionar el desemulsionante más adecuado es un

arte. La selección está basada en pruebas empíricas de laboratorio conocidas como

pruebas de botella, las cuales se han estandarizado como técnica de selección de estos

productos en los laboratorios de la industria petrolera.

Las pruebas de botella ayudan a determinar cual química puede ser más efectiva para

romper la emulsión de campo. Los resultados de esta prueba indican la menor cantidad

de química necesaria para separar la mayor cantidad de agua de la emulsión W/O. Para

el éxito de esta prueba se requiere seleccionar una muestra representativa de la corriente

de producción de la emulsión, la cual debe reunir las siguientes características:

50

Como dice la University of Texas en 1990:

• Ser representativa de la emulsión a ser tratada.

• Contener cantidades representativas de los químicos presentes en el sistema,

tales como inhibidores de corrosión y parafinas.

• Debe ser fresca para evitar la estabilización por envejecimiento de la emulsión.

• Simular las mismas condiciones de agitación y calentamiento tanto como sea

posible.

En el gráfico # 22 se esquematiza el procedimiento para la aplicación de la prueba de

botella, el cual consiste básicamente en preparar una serie de botellas graduadas y

añadir 100 ml de la emulsión agua en crudo fresca o preparada en laboratorio, se

dosifican diferentes concentraciones del producto deshidratante a cada botella dejando

una botella sin deshidratante (botella patrón), se homogeniza la mezcla y se colocan las

botellas en un baño termostático a la temperatura deseada. Cada 30 min. se lee el

volumen de agua coalescida y se observa la calidad de la interfase, del agua separada y

de las paredes del tubo. Con esta data se construye la gráfica de Porcentaje de agua

separada en función del tiempo, así como la gráfica de estabilidad, que permite conocer

el tiempo necesario para separar ½ ó ⅔ del volumen de fase acuosa. Tales gráficas

permiten determinar la eficiencia del deshidratante.

En el gráfico # 23 se muestra el papel del deshidratante en una gráfica de estabilidad -

formulación, siendo la variable de formulación el SAD (Diferencia de Afinidad del

Surfactante). La situación inicial es una emulsión W/O estabilizada por surfactantes

naturales y partículas autóctonas del crudo. La química deshidratante es una mezcla de

surfactantes de carácter hidrofílico que se solubiliza en un solvente hidrocarbonado de

tipo aromático para viajar por difusión y convección por la fase externa de la emulsión,

51

es decir, el petróleo crudo, y adsorberse en la interfase de la gota de agua. Este

deshidratante combina sus efectos con los del surfactante natural, obteniéndose una

mezcla eficaz que hace la emulsión inestable.

Gráfico # 22: Procedimiento para la realización de la prueba de botella

Fuente: University of Texas


Gráfico # 23: Acción del deshidratante dosificado en las pruebas de botella en un

mapa de estabilidad – formulación

Fuente: University of Texas


52

4.4.3. Mecanismos básicos para el test de botella

Como dice Champion Technologies en su libro Tratamientos químicos en campos

petroleros:

a. Tomar una muestra libre de químicos

b. Drenar el agua si es necesario

c. Tomar la muestra y registrar en una hoja de test de botella

d. Verter la emulsión en botellas de formula de 6 oz. e invertir para cubrir (100

ml)

e. Agregar desemulsionante en la proporcione deseada

• Usar 10% de líquidos para 100 ppm o menos

• Usar liquido puro para mas de 100 ppm

f. Primera agitación – cantidad y temperatura

g. Registrar descenso de agua

h. Segunda agitación – cantidad y temperatura

i. Registrar descenso de agua

j. Tomar una muestra a – 20 ml por encima de la interfase (muestra original)

k. Centrifugar 50/50 gasolina, xileno, alcoholes

l. Homogenizar la muestra (petróleo pesado o interfase pesada)

m. Dosificar las muestras a X – 203 – 1 – 3 gotas de soluciones al 10 – 20%.

(165)

4.4.4. Resultados de las pruebas de botella

Indicadores acerca del sistema

• Evaluar la cantidad de mezcla que se requerirá para incorporar completamente el

desemulsificante.

53

• Medir la rata de separación o asentamiento que se puede esperar.

• Medir el efecto de la concentración del desemulsificante sobre la calidad del aceite y

del agua.

Medir el efecto de la temperatura sobre la estabilidad de la emulsión.

54

CAPÌTULO V

5. Corrosión en Campos Petroleros y su Mitigación

Gráfico # 24: Oxidación del metal

Fuente: Wikipedia


Como dice Helbert H. Uhlig en su libro Corrosión handbook: “La corrosión se define

como la destrucción de un metal por una reacción química o electroquímica con su

entorno”. (89)

La mayoría de averías se deben a fallas del metal, mientras que las demás fallas se

deben a la fatiga. Cuando hablamos de metal, los fundamentos de la corrosión serán los

siguientes:

• La corrosión es un deterioro físico del metal o de sus propiedades.

• Algunos tipos de corrosión son repentinos e inesperados.

• A veces puede no haber un cambio visible en peso o en apariencia.

• La corrosión elimina el metal y no puede ser reemplazado.

55

5.1. Corrosión Galvánica

Gráfico # 25: Corrosión Galvánica

Fuente: Introducción A La Metalúrgica Física


Como dice Sydney H. Avner en su libro Introducción A La Metalúrgica Física:

La corrosión galvánica ejerce una acción localizada que puede sobrevenir

cuando una junta de unión entre dos metales disimilares está sumergida en una

solución que puede obrar como electrolito. En un medio corrosivo, los dos

metales diferentes forman unos electrodos cortocircuitados y constituyen una

celda electroquímica. De ello resulta la disolución del electrodo anódico,

mientras que el cátodo permanece inalterable. El potencial variará según la

posición ocupada por los metales y aleaciones en el cuadro de las series

galvánicas que se acompaña. (33)

56

Tabla # 5: Serie galvánica

EXTREMIDAD PROTEGIDA METALES MAS NOBLES CATÓDICA oro

grafito plata

PASIVO Acero inoxidable tipo 316 Acero inoxidable tipo 310 Acero inoxidable tipo 446 Acero inoxidable tipo 304 Acero inoxidable tipos 301 y 302 Acero inoxidable tipo 434 y 430 Acero inoxidable tipo 410

PASIVO 80% Ni – 20% Cr Inconel 60% Ni – 15% Cr

Níquel Metal Monel Cuproníquel Bronce Cobre Latón

EXTREMIDAD CORROÍDA METALES MENOS NOBLES ANÓDICA Níquel

Estaño Plomo

ACTIVO Acero inoxidable tipo 316 Acero inoxidable tipo 310 Acero inoxidable tipo 304 Acero inoxidable tipos 302 y 301 Acero inoxidable tipo 446 Acero inoxidable tipos 434 y 430 Acero inoxidable tipo 410

ACTIVO 80% Ni – 20% Cr Inconel 60% Ni – 15% Cr

Fundición de hierro Cadmio Aluminio 2S Zinc Magnesio en aleaciones Magnesio

Fuente: Introducción A La Metalúrgica Física


57

El empleo de distintos metales en una solución corrosiva no significa que la corrosión

galvánica sea inevitable. Los factores que influencian la corrosión galvánica incluyen:

a. Conductividad del circuito: Tiene que existir el contacto entre metales diferentes en

una solución de alta conductividad para que se produzca el ataque galvánico.

b. Potencial entre ánodo y cátodo: la posición que ocupa cada metal en la serie

galvánica determina el potencial y la dirección del flujo de corriente cuando se

compone una celda. El metal que ocupa la posición más alta en la serie constituye el

cátodo. El otro metal es el ánodo y, debido a ello, es el que resulta atacado por la

acción de la celda. El potencial se incrementa cuanto más apartadas unas de otras

son las posiciones ocupadas por cada metal en la serie. Los aceros inoxidables en

estado pasivo figuran en la serie justo a continuación de la plata, del grafito y del

oro. Así pues, en una solución oxidante, los aceros inoxidables pasivos suelen

constituir el cátodo, mientras que serán los otros metales los que serán atacados.

Cuando la solución es reductora, el acero inoxidable se vuelve activo y los metales

tales como el cobre y el bronce constituirán el cátodo y acelerarán la corrosión del

acero inoxidable. El acero y la fundición de hierro ocupan puestos inferiores en la

serie galvánica que el que ocupa el acero inoxidable activo por lo que éste será

atacado si se forma una célula entre ellos y el acero inoxidable, lo mismo si están

sumergidos en una solución oxidante que en una reductora.

c. Polarización: Este efecto es el que se produce sobre los electrodos de una celda

galvánica por el depósito sobre los mismos de los gases liberados por la corriente.

La evolución de los iones de hidrógeno puede cambiar de pasiva en activa la

superficie del acero inoxidable, acelerando así la corrosión del ánodo.

58

d. Áreas relativas del cátodo y ánodo: el área relativa de las superficies ejerce un efecto

pronunciado sobre el daño producido por la acción galvánica. Un pequeño ánodo

con un cátodo grande produce una corriente de elevada densidad y acelera la

corrosión en el ánodo. Deberán evitarse las pequeñas áreas del metal menos noble.

No se utilizarán piezas de sujeción de aluminio para el acero inoxidable. En cambio,

el empleo de piezas de sujeción de acero inoxidable para aluminio da resultados

satisfactorios.

e. Relación geométrica entre superficies de distintos metales: Un borde o una esquina

del metal menos noble no deberá estar en contacto con el centro de un área de gran

superficie del metal que ha de constituir el cátodo si llega a formarse una celda

galvánica.

La corrosión se atribuye frecuentemente a la acción galvánica cuando su verdadera

causa se debe efectivamente a unas condiciones anormales de operación. Así por

ejemplo, el uso de ácido clorhídrico, para sustituir un material de limpieza normal,

puede destruir la película pasiva del acero inoxidable. En tal caso se puede formar una

celda galvánica que empezará a funcionar tan pronto como la pieza en cuestión entre en

función. El volver a proyectar y a construir una pieza que sea completamente de acero

inoxidable puede ser muy costoso y la nueva pieza proyectada puede ser difícil de

fabricar. Así pues, cuando aparentemente la acción galvánica sea la única causa de un

desperfecto en una unidad que, demostradamente, es de un buen diseño, convendrá

realizar una verificación meticulosa para cerciorarse de que todas las condiciones de

operación son normales.

59

5.2. Electrolisis

Gráfico # 26: Diagrama simplificado del proceso de electrólisis.

Fuente: Wikipedia


Como dice la Enciclopedia Cultural Uteha: “Electrolisis, parte de la química que trata

de la relación entre las corrientes eléctricas y las reacciones químicas, y de la

conversión de la energía química en eléctrica y viceversa.” (11). En un sentido más

amplio, la electrolisis es el estudio de las reacciones químicas que producen efectos

eléctricos y de los fenómenos químicos causados por la acción de las corrientes o

voltajes.

La mayoría de los compuestos inorgánicos y algunos de los orgánicos se ionizan al

fundirse o cuando se disuelven en agua u otros líquidos; es decir, sus moléculas se

disocian en componentes cargados positiva y negativamente que tienen la propiedad de

conducir la corriente eléctrica. Si se coloca un par de electrodos en una disolución de un

electrolito (o compuesto ionizable) y se conecta una fuente de corriente continua entre

ellos, los iones positivos de la disolución se mueven hacia el electrodo negativo y los

iones negativos hacia el positivo. Al llegar a los electrodos, los iones pueden ganar o

60

perder electrones y transformarse en átomos neutros o moléculas; la naturaleza de las

reacciones del electrodo depende de la diferencia de potencial o voltaje aplicado.

Como dice la Enciclopedia Británica: “La acción de una corriente sobre un electrolito

puede entenderse con un ejemplo sencillo. Si el sulfato de cobre se disuelve en agua, se

disocia en iones cobre positivos e iones sulfato negativos.” (78). Al aplicar una diferencia

de potencial a los electrodos, los iones cobre se mueven hacia el electrodo negativo, se

descargan, y se depositan en el electrodo como elemento cobre. Los iones sulfato, al

descargarse en el electrodo positivo, son inestables y combinan con el agua de la

disolución formando ácido sulfúrico y oxígeno. Esta descomposición producida por una

corriente eléctrica se llama electrólisis.

En todos los casos, la cantidad de material que se deposita en cada electrodo al pasar la

corriente por un electrolito sigue la ley descubierta por el químico físico británico

Michael Faraday.

5.2.1. Leyes de Faraday:

Como dice la Enciclopedia Cultural Uteha:

Entre 1800-1830 Michael Faraday físico y químico ingles, realizó estudios

cuantitativos referente a la relación entre la cantidad de electricidad que pasa por

una solución y resultado de sus investigaciones las enuncio entre los años 1833-

1834 en las leyes que tienen su nombre.

La primera ley de Faraday señala que la masa de una sustancia involucrada en la

reacción de cualquier electrodo es directamente proporcional a la cantidad de

electricidad que pasa por una solución.

61

La segunda Ley, señala que las masas de las diferentes sustancias producidas por

el paso de la misma cantidad de electricidad son directamente proporcionales a

sus equivalentes en gramos. (38).

5.2.2. Definiciones:

Electrolito: Es toda sustancia iónica que en solución se descompone al pasar la

corriente eléctrica. Cuerpo que se somete a electrólisis. Los electrolitos son fuertes

cuando dejan pasar fácilmente la corriente eléctrica, pero cuando no lo hacen sino la

dejan pasar débilmente, esto es por contener pocos iones, es decir que no son fuertes.

Electrodo: Componente de un circuito eléctrico que conecta el cableado convencional

del circuito a un medio conductor como un electrolito o un gas. En el caso más cercano

a la electrólisis; son conductores metálicos sumergidos en el electrolito.

5.3. Electroquímica de Corrosión

5.3.1. Celdas básicas de corrosión

Como dice Loyd Jones en su libro Corrosión and water technology for Petroleum

Producers: “Como primer paso vamos a considerar la celda de corrosión básica y los

mayores componentes que la conforman”. (21). Todas las reacciones asociadas con el

proceso de corrosión tienen lugar dentro de la celda:

• Deterioro del metal y su conversión a soluble en agua.

• Los químicos en el agua se cambian.

• Hay perdidas y ganancias de electrones (flujo de corriente)

Para que ocurra el fenómeno de corrosión, deben estar presentes cuatro componentes.

En los siguientes gráficos se muestran estos componentes.

62

La celda básica de corrosión

Cuatro elementos esenciales

Ánodo: Porción del metal que pierde electrones

(perdida de electrones = oxidación)

La media reacción anódica

Fe Fe++ + 2e-

El hierro se solubiliza en el agua

Gráfico # 27: El hierro se solubiliza en el agua

Fuente: Corrosion and water technology for Petroleum Producers






Cátodo: Porción del metal que gana electrones

(ganancia de electrones = reducción)

La media reacción catódica

2H+ + 2e- H2

La evolución del gas del hidrogeno

63

Gráfico # 28: La evolución del gas de hidrogeno



Gráfico #29: El conductor lleva los electrones del ánodo al cátodo







Cátodo: Porción de metal que gana electrones


Conductor eléctrico: La ruta que conduce los electrones

Usualmente un metal entre el ánodo y el cátodo

64

El conductor transporta los electrones del ánodo al cátodo.

El electrolito es agua que rodea y llena la celda de corrosión.

Esta contiene los iones que actúan y reaccionan con el metal.

Gráfico # 30: Solución que contiene los iones conductores





Ánodo: Porción de metal que pierde electrones


Cátodo: Porción de metal que gana electrones


Conductor eléctrico: La ruta que conduce los electrones

Usualmente un metal entre el ánodo y cátodo

Electrolito: Solución que contiene los iones conductores, usualmente agua salada

Los siguientes son los recursos que tienen lugar en el ánodo y en el cátodo.

El ánodo es el sitio donde:

• El metal se corroe

• Se libera energía

65

• Sucede el fenómeno de oxidación

El cátodo es el sitio donde:

• El químico en el agua reacciona / cambia

• Se consume energía (electrones)

• Sucede el fenómeno de reducción

5.3.2. Reacción en la media celda de corrosión

Oxidación del hierro con o sin oxigeno

Media reacción anódica

Feo Fe++ + 2e- (oxidación)

El hierro se vuelve soluble en agua

Media reacción catódica

2H+ + 2e- H2 (gas) sin oxigeno presente

2H2O + O2 + 2e- 4OH- con oxigeno presente

La tabla # 6 muestra la reactividad relativa del hierro versus el varios otros metales

comunes. El mayor potencial del metal, el menos reactivo metal y el más resistente a la

corrosión. Oro y plata son mucho menos reactivos que el hierro. Mientras el cobre es

ligeramente menos reactivo.


Producers: “Cuando se aclopan dos diferentes metales y se los coloca en un ambiente

corrosivo, el metal mas reactivo se corroerá preferentemente.” (30). En efecto, el metal

mas reactivo actúa como ánodo y el menos reactivo como cátodo. Esta condición se

conoce como corrosión galvànica.

66

Tabla # 6: Reactividad relativa del hierro versus el varios otros metales comunes.

METAL ION POTENCIAL STAND. Sodio NA+

Magnesio Mg++ Aluminio Al+++

Zinc Zn++ Cromo Cr+++ Hierro Fe++

Metales comunes formados cuando se oxidan Acero templado

Níquel Ni++ Estaño Sn++ Plomo Pb++

Hidrogeno H+ Cobre Cu++ Plata Ag++ Oro Au++

METAL ION POTENCIAL STAND. Sodio NA+ - 2,71

Magnesio Mg++ - 2,37 Aluminio Al+++ - 1,66

Zinc Zn++ - 0,76 Cromo Cr+++ - 0,74 Hierro Fe++ - 0,44

Acero templado - 0,30 Níquel Ni++ - 0,25 Estaño Sn++ - 0,14 Plomo Pb++ - 0,13

Hidrogeno H+ - 0,00 Cobre Cu++ + 0,34 Plata Ag++ + 0,80 Oro Au++ + 1,50



5.4. Causas de la Corrosión

El proceso de corrosión se inicia cuando las condiciones son favorables, por la creación

de una celda de corrosión.

Sin embargo, una pequeña porción del metal se observa físicamente diferente del resto

del metal a su alrededor, allí el área puede comenzar a exhibir las características del

67

ánodo. Cuando esto ocurre, se inicia el proceso de corrosión y esta parte del metal

comienza a desgastarse.

5.4.1. Creación de ánodos localizados

• Diferencias en la microestructura del metal

Estas son variaciones típicas en el grano del metal, que se producen durante el proceso

de manufactura del acero, generalmente causada por el desigual tratamiento térmico.

Gráfico # 31: Diferencias en la microestructura del metal

Fuente: Corrosion control and prevention


• Ralladuras o abrasiones en el metal

Esta puede ser cualquier irregularidad en el metal, que provoque que sea diferente del

resto del conjunto metálico.

Gráfico # 32: Ralladuras o abrasiones en el metal



68

• Tensiones diferenciales en el metal

Estas tensiones pueden ser causadas por dientes de martillos, abolladuras u otros

esfuerzos que causan que el metal sea diferente del resto.

Gráfico # 33: Tensiones diferenciales en el metal



• Soldaduras en el metal

El calentamiento que se produce durante la soldadura causara que el metal soldante y el

calor afecten a la zona alrededor de la suelda y la haga físicamente diferente del resto

del metal.

Gráfico # 34: Soldaduras en el metal



El metal bajo

El ánodo puede iniciar aquí o aquí

Metal soldado El calor afecto la zona

69

5.4.2. Corrosión por el oxígeno

Es una condición física el metal que en el ánodo se inicie el proceso de corrosión. Sin

embargo, es en la química y en la composición del electrolito donde se ejerce la rata de

control de la reacción de corrosión, y la severidad de la misma.

Para la mayoría de agentes corrosivos en las aguas de formación, es el oxigeno disuelto,

cundo esta presente aunque sea en cantidades muy pequeñas, el que puede causar un

ataque muy rápido y extenso a la superficie metálica.

El siguiente es el mecanismo básico:

• Formación de celdas de concentración de oxigeno.

• Depolarizante anódico y catódico.

Los gráficos # 35 y 36 nos indican la superficie del acero que esta expuesta a una

salmuera oxigenada. La superficie metálica tiene un depósito no específico adjunto a él.

Gráfico # 35: Acero expuesto a salmuera oxigenada



La porción del metal que es expuesta a la baja concentración de oxigeno se volverá

anódico al metal adyacente al que esta expuesto a la alta concentración de oxigeno. El

metal adyacente se volverá el cátodo.

70

Gráfico # 36: Acero expuesto a salmuera oxigenada



Como el hierro en el ánodo se corroe, este se oxida para formar un tubérculo de oxido

de hierro. Los electrodos se consumen en el cátodo para formar iones hidroxilos.

Gráfico # 37: Corrosión del hierro



71

Una de las localizaciones más comunes para encontrar evidencia de la corrosión del

oxigeno son las roscas cerca del inicio de la tubería.

En el gráfico # 38, los dientes de las roscas están generalmente defletados por el

oxigeno, y en algunos puntos han perdido metal, generalmente en la base, y es el sitio

donde falla la tubería.

Gráfico # 38: Dientes de roscas



Algunas de las localizaciones que manifiestan corrosión por oxigeno, son las siguientes:

• En el sistema de producción:

o Espacio anular abierto a la atmósfera durante el ciclo de cierre en el bombeo.

o Liqueo de ventoleras en los tanques que contienen fluidos de producción.

• En el sistema de inyección de agua:

o Liqueo en las empacaduras de las bombas. Cuando una bomba de

transferencia o de inyección de agua tiene un liqueo hacia fuera, hay también

ingreso o liqueo de oxigeno al interior.

o Liqueo de ventoras en los tanques de almacenamiento.

En general, es mas fácil reparar un liqueo para controlar la corrosión causada por

oxigeno disuelto, que tratarla de controlar químicamente.

72

Corrosión por oxigeno

• El oxigeno es muy corrosivo.

• El oxigeno disuelto puede provocar una severa corrosión a bajas concentraciones

inferiores a 1 ppm.

• Si hay presencia de sulfuro de hidrogeno disuelto y/o dióxido de carbono, las

trazas de oxigeno aumentan la corrosividad drásticamente.

• Los típicos inhibidores de corrosión de los campos petroleros no controlan la

corrosión por oxigeno.

Apariencia física

• Picadura:

o Picados planos, lisos y grandes.

o Lisos al tacto.

o Generalmente se localizan en las roscas de las uniones.

o A altas temperaturas pueden aparecer profundos y generalizados.

• Perdida de metal:

o Puede ser masiva por secciones grandes, lisas de metal que ha sido removido

en un tiempo relativamente corto.

• Apariencia en la superficie del metal:

o Las roscas expuestas se desmenuzan. Se observan picaduras grandes llanas

bajo los depósitos. Pueden aparecer masivamente generalizadas.

• Producto de corrosión:

o Oxido de hierro de color rojo a negro

73

5.4.3. Gases ácidos: sulfuro de hidrogeno y dióxido de carbono

Otros dos gases que comúnmente se encuentran en las aguas de formación y que

contribuyen a la corrosión son:

• Dióxido de carbono

• Sulfuro de hidrogeno

Estos contribuyen a la corrosión por el incremento de la acidez del agua cuando están

disueltos en ella.

Gráfico # 39: Formación de iones de hidrogeno



En aguas que contienen CO2 como gas corrosivo, la presencia de iones de hidrogeno

conduce a la reacción catódica. El producto de la corrosión es carbonato de hierro

conocido como siderita.

Gráfico # 40: Reacción catódica en aguas que contienen dióxido de carbón



74

En aguas que contienen sulfuro de hidrogeno como gas corrosivo, la presencia de iones

de hidrogeno conducen a la reacción catódica. El producto de la corrosión es sulfuro de

hierro.

Gráfico # 41: Reacción catódica en aguas que contienen sulfuro de hidrogeno



Para ambos gases, dióxido de carbono y sulfuro de hidrogeno, la media reacción

catódica conduce la rata de corrosión. La presencia de exceso de iones de hidrogeno en

el agua crea una demanda de electrones que suplen la reacción anódica.

En ambos casos el gas hidrogeno se comporta como cátodo, al ser reducidos los iones

de hidrogeno por los electrones.

Como dice Quimipac en su libro Corrosion control and prevention:

Los iones de hierro son liberados del ánodo formando el carbonato férrico en el

sistema de dióxido de carbono y el sulfuro férrico en el sistema de sulfuro de

hidrogeno.

En términos de corrosividad relativa, el oxigeno puede presentarse como el mas

corrosivo de los tres gases encontrados en el agua de producción, cuando el

oxigeno se halla presente en concentraciones de 50 partes de billón o mas.

Cuando esta mezclado con los otros dos gases corrosivos, la corrosión resultante

se incrementa muy significativamente. (231)

75

El siguiente gas mas corrosivo es el dióxido de carbono, seguido por el sulfuro de

hidrogeno. La corrosividad de los dos gases se halla en función de la habilidad para

formar iones de hidrogeno.

Se debe recalcar que las ratas de corrosión generalmente se doblan con el incremento de

10oC de temperatura.

Corrosión por dióxido de carbono (dulce)

• La presencia del dióxido de carbono incrementa enormemente la corrosión.

• Los inhibidores son muy efectivos.

Apariencia física

• Picadura:

o Picados con paredes angulosas.

o Rugoso al tacto.

o Picados de fondo redondo.


o Puede ser masiva bajo condiciones favorables. Con pérdidas de metal como

canales y pedazos.

• Apariencia de la superficie metálica:

o La perdida de metal puede ser altamente localizada, o puede presentarse

como líneas largas intercomunicando picaduras. En los sistemas de gas

aparecerá como una picadura simple.


o Carbonato de hierro rojo, anaranjado o negro. No forma película protectora,

a temperaturas por debajo de 150oF.

76

Corrosión por sulfuro de hidrogeno (amarga)

• El mecanismo de ataque es complejo; muchas probables vías.

• Probablemente involucre iones de sulfuro de hidrogeno pues es el único Ion de

sulfuro disuelto.

• Se produce corrosión, pero el principal problema es el resquebrajamiento del

metal.

Apariencia física

• Picadura:

o Picaduras en forma de racimos indistintamente dispuestos en forma redonda.

o Una picadura grande central, con pequeñas picaduras alrededor.

o Puede aparecer una sola picadura.

o La picadura central puede tener rajaduras en el fondo.


o Exclusivamente al volumen de las picaduras.


o Puntos de picaduras de varios tamaños de fondo redondo esparcidos

indistintamente en la superficie, es muy común la manifestación del sulfuro

de hierro.


o Sulfuro de hierro negro, que se descompone cuando se expone al aire, para

formar oxido de hierro o azufre elemental.

77

5.4.4. Corrosión inducida por microorganismos

Los gráficos del 42 al 47 nos ilustran el proceso que tiene lugar cuando hay presencia de

bacterias en el agua de formación creando condiciones que favorecen el incremento de

la corrosión.

Este tipo de corrosión es llamada corrosión microbiana inducida (MIC).

Como dice Sydney H. Avner en su libro Introducción A La Metalúrgica Física:

Es aquella corrosión en la cual organismos biológicos son la causa única de la

falla o actúan como aceleradores del proceso corrosivo localizado.

La MIC se produce generalmente en medios acuosos en donde los metales están

sumergidos o flotantes. Por lo mismo, es una clase común de corrosión. (76)

Los organismos biológicos presentes en el agua actúan en la superficie del metal,

acelerando el transporte del oxígeno a la superficie del metal, acelerando o produciendo,

en su defecto, el proceso de la corrosión


Producers: “Los tipos que mas a menudo contribuyen a los problemas de producción,

son las bacterias sulforeductoras (SRB) y las bacterias que producen acido (APB).” (117)

Para que se inicie la corrosión microbiana debe estar junto o pegada a la pared metálica

la bacteria planctónica.

Cuando ella alcanza la adherencia en la pared, inicia la extracción de nutrientes del agua

y se reproduce en forma de colonia.

78

Gráfico # 42: Corrosión por bacterias planctónica



Gráfico # 43



79

Gráfico # 44: Las bacterias sulforeductoras (SRB) usan el gas de hidrogeno que

son creadas en el cátodo. Esto conduce la reacción anódica creando una demanda

para cada vez más electrones. Esto causa que el hierro se corroa cada vez más.



Gráfico # 45: En una segunda reacción, las bacterias convierten iones de sulfato en

el agua a iones de sulfito.



80

Gráfico # 46: Mientras los iones de hierro del ánodo se combinan con los iones de

sulfito, un sulfito de hierro es creado por producto.



Gráfico # 47



81

El acido producido por las bacterias estimula la corrosión al producir acido carboxílico,

como subproducto de su metabolismo. Este acido orgánico provee de iones de

hidrogeno los que conducen la reacción anódica al consumir electrones del cátodo.

El gráfico # 48 ilustra como el APBS microbiana induce a la corrosión.

Gráfico # 48: Iones de hidrogeno de los ácidos carboxílicos consumen electrones

del cátodo. Esto conduce a una reacción anódica.



Corrosión microbiana inducida

Apariencia física

• Picadura:

o Debido al mecanismo (bajo el deposito), las picaduras generalizadas

aparecen como puntos entre las picaduras.

o Las bacterias productoras de acido (APB) causan un ataque generalizado

debajo de los depósitos.

o Siempre se asocian los depósitos de productos de corrosión y la biomasa

microbiana.

82

• Pérdida de metal:

o Puede ser masiva cuando se inicia el mecanismo de la corrosión.


o Las picaduras altamente localizadas siempre se asocian con los depósitos.


o Las bacterias sulforeductoras generan sulfuro de hierro. Las bacterias

productoras de acido, producen carbonato de hierro en los sistemas dulces y

sulfuro de hierro en los sistemas amargos.

5.4.5. Otras causas de fallas en los metales

Causas relacionadas con la corrosión

Existen otras causas para fallas metálicas que están directa o indirectamente

relacionadas con el proceso de corrosión.

• Erosión, cavitación y choque:

Son un fenómeno de remoción física del metal, acelerado muchas veces por los

productos de corrosión que incrementan significativamente el proceso de corrosión o

deterioran físicamente el metal.

La erosión es causada por fluidos a alta velocidad que rozan la superficie del metal,

remueve la película inhibidora, o, la película del producto de corrosión. La remoción de

estas películas acelera grandemente el proceso induciendo la reacción en el cátodo. La

perdida de metal es uniforme.

El choque y la cavitación ocurren cuando el gas sale de la solución al haber presión. En

ocasiones esta salida del gas es violenta, barriendo físicamente las películas del

inhibidor o producto de corrosión. La cavitación es mas violenta y generalmente ocurre

83

en las bombas. La perdida de metal es muy localizada y la superficie se presenta rugosa

al tacto.

• Invasión de hidrogeno:

Esto sucede cuando los átomos del hidrogeno producido por el cátodo migran dentro del

metal. Este puede ya sea combinarse entre si para formar hidrogeno molecular o

simplemente moverse dentro de la masa metálica.


Producers: “Esto puede ocasionar el debilitamiento de la dureza del metal hasta el punto

que puede romperse. A esto se le conoce como ruptura por tensión.” (212).

Cuando se forma hidrogeno molecular en burbujas de gas, en el metal se forman

pequeñas burbujas en los espacios polares. Estas burbujas dañan la conductividad del

metal haciéndolo poroso.

En sistemas que contienen sulfuro de hidrogeno, los iones de sulfuro en el agua impiden

la formación de hidrogeno molecular en el agua. De tal manera que el hidrogeno

atómico que se forma en el cátodo, permanecerá en el metal hasta que pueda formarse

hidrogeno molecular. Esto se conoce como ruptura por tensión de sulfuro.

Cuando los electrones del ánodo se combinan con los iones de hidrogeno, se produce

hidrogeno atómico. Este puede ya sea combinarse con el agua para formar hidrogeno

molecular o permanecer como hidrogeno atómico en el metal.

Si un hidrogeno atómico se combina con otro hidrogeno atómico, dentro del metal se

formara una burbuja de gas.

84

Gráfico # 49: Invasión de hidrogeno



5.5 Opciones para Mitigar la Corrosión

Métodos de control disponibles

Previamente a la instalación de facilidades de producción de gas o de aceite, los

ingenieros de diseño tienen varias opciones para enfrentar los fluidos corrosivos

producidos.

El siguiente cuadro muestra muchas de las varias opciones que se hallan disponibles

durante la fase del diseño de una facilidad de producción.

Cuando se considera criterios de costo, facilidad de manejo, vida útil y seguridad, las

opciones de la resistencia a la corrosión de los materiales, protección catódica e

inhibición química, generalmente se integran dentro del sistema de trabajo.

• Recubrimientos protectores:

De base hidrocarburos, resinas, plásticos, cemento metálico o concreto y

compuestos inorgánicos.

Plásticos, vinílicos, acrílicos, polipropilenos y fiber glass.

• Aleación metalúrgica:

Utilizando cromo, molibdeno, zinc y níquel.

• Remoción del agente corrosivo:

85

Secuestrantes de oxígeno, secuestrantes de sulfuro de hidrogeno y equipos de

desgastamiento.

• Protección catódica:

Ánodos de sacrificio y de corriente impresa.

• Inhibidores de corrosión químicos:

Aminas, almitas, imidazolinas, sales de ácidos grasos, aminas cuaternarias, sales de

piridina, esteres fosfatos

Una vez que se ha determinado que es necesario un inhibidor de corrosión químico,

como parte complementaria del programa de control de corrosión, entonces el proceso

de diseño del programa puede arrancar.

5.6. Aplicaciones de Inhibidores

Inhibidores de corrosión

• Aislación del medio

Existen distintos medios para impedir que ocurra la reacción química. Como primera

medida de protección se puede aislar la pieza del ambiente, dándole una mano de

pintura, cubriendo la pieza de plástico, haciendo un tratamiento de superficie (por

ejemplo, nitruración, cromatación o proyección plasma).

• Galvanismo anódico

También se puede introducir otra pieza para perturbar la reacción; es el principio del

ánodo de sacrificio. Se coloca una pieza (a menudo de zinc) que se va a corroer en lugar

de la pieza que se quiere proteger; la reacción química entre el ambiente y la pieza

sacrificada impide la reacción entre el ambiente y la pieza útil. En medio acuoso, basta

con atornillar el ánodo sacrifical a la pieza que se debe proteger. Al aire, hay que

86

recubrir totalmente la pieza; es el principio de la galvanización. Este método se usa

ampliamente en la Ingeniería naval.

• Galvanoplastia

La pieza se puede recubrir con una película de otro metal electrodepositado cuyo

potencial de reducción es más estable que el alma de la pieza. Existe el niquelado, el

zincado (galvanizado), el cobrizado y el cromatizado.

El cromado usado comúnmente en la industria automotriz y en la de los fittings confiere

una protección estable al alma de hierro con la cual se confecciona el artículo. El

cromado (no confundir el cromado, un depósito de cromo, con la cromatación, que es la

formación de una capa de metal combinado con iones de cromo VI). En efecto, el

cromo mismo no se corroe, protegiendo así la pieza, pero la mínima ralladura es

catastrófica, pues la pieza hace entonces las veces de ánodo sacrificial del cromo y se

corroe a gran velocidad.

Las pinturas anticorrosión con plomo han sido abandonadas a causa de su impacto

dramático en el ambiente.

• Aplicación de inhibidores asociados a una película de fijación

En este caso, caen las pinturas anticorrosivas cuyas formulaciones aparte de aportar con

un film de aislamiento de tipo epóxico, fenólico o epoxi-ureico llevan asociados un

paquete anticorrosivo compuesto por moléculas orgánicas o minerales aceptoras de

electrones tales como los azoles.

• Exposición a soluciones reductoras

La superficie es expuesta a la permanente exposición de elementos químicos disueltos

en una solución a bajas concentraciones, dichas especies son pares reductores que se

oxidan ellos mismos a cambio de la pieza y además contribuyen con la pasivación o

87

inactivación de la superficie formando micropelículas químicas estables. Estas especies

se encuentran comúnmente en anticongelantes, pinturas base acuosa y otras

aplicaciones.

Diseño de un programa de inhibidor de corrosión

para un campo de producción de petróleo

Los siguientes cuadros presentan una serie de etapas que deberán tomarse en

consideración al diseñar un programa de corrosión, para un campo de pozos productores

o para la evaluación de un campo que experimenta problemas con un alto nivel de fallas

en pozos, lo que resulta inadmisible.

El proceso ayuda a diferenciar fallas sobre las cuales se puede tener algún control con el

programa químico, versus aquellas fallas que deben ser orientadas hacia soluciones no

químicas.

El programa cuenta de seis etapas:

• Etapa uno

Se tiene que ir pozo por pozo registrando la producción y ejemplos físicos de los

componentes fallados.

Hacer una copia de los registros corrientes o generales de producción de todos los pozos

del campo.

Es necesario lo siguiente:

a. Nombre y número del pozo

b. Producción diaria de petróleo

c. Producción diaria de agua

d. Secuencia corriente de tratamientos (galones por tratamiento y frecuencia)

e. Método de producción

88

f. Nivel de producción

g. Bombeo continuo o intermitente

Esto se utilizara para preparar la hoja de vida en la evaluación del programa.

Ejemplos físicos de los componentes fallados:

Tomar cualquier muestra disponible de un componente fallado, usar el sistema Expert

Corrode, para ayudarse en la determinación de la causa más probable de la falla.

Si es obvio que la corrosión es la causa principal de la falla, esta se reducirá a dos

opciones posibles:

a. Se esta usando el químico equivocado, y,

b. El químico no va al problema.

• Etapa dos

Revisión de registros de fallas sucedidas como mínimo en los doce últimos meses, para

todos los pozos.

Identificar los pozos problema.

Categorizar las fallas como se muestra:

a. Partes de la varilla

b. Liqueos de tubing

c. Cambios de bombas o fallas

d. Otras

Identificar aquellos pozos que han tenido un número predominante de fallas en los

pasados doce meses. Primero el total de fallas y luego las cuatro diferentes

clasificaciones.

Este es un tipo específico de pozo que ostenta todos los tipos de fallas. Ejemplo: alto

volumen, alto nivel de fluido, bajo volumen.

89

• Etapa tres

Separar las que son fallas mecánicas de las fallas relacionadas a corrosión, determinar

los tipos de pozos que fallan más a menudo.

Determinar, según el tipo de falla, cual puede ser controlada modificando el programa

químico, igual las que pueden controlarse efectuando modificaciones mecánicas. Estas

podrían incluir cambios en los programas de bombeo, empuje o mantenimiento.

De las fallas que pueden ser clasificadas como resultado de problemas químicos, ¿Cuál

es el tipo predominante del pozo productor?

• Etapa cuatro

Determinar si el defecto del control de corrosión es un problema de la selección del

químico o de la aplicación del mismo.

Para aquellos pozos problema de un cierto tipo, las fallas aparecen como el resultado de

que el químico no trabaja, o si el químico correcto no esta siendo enviado al sitio del

problema.

Si de todos los pozos problemáticos se espera que tengan alto nivel de fluido, esto

significa que el químico no va al sitio correcto.

Si estos pozos problemáticos hacen alto volumen de agua, significa que se requiere de

otro químico o una manera diferente de aplicar el químico actual.

• Etapa cinco

Pruebas piloto de nuevos programas en los pozos problema, monitorear los resultados.

Una vez que se ha identificado un nuevo químico, o un nuevo método de aplicación, se

debe lanzar un programa piloto para probar la solución.

Se debe utilizar un extenso programa de monitoreo con factores medibles, tangibles, a

fin de evaluar la eficiencia del nuevo programa.

90

• Etapa seis

Basándose en los resultados de las pruebas piloto, implementar un amplio programa de

campo, un nuevo piloto. Los resultados de esta prueba, deberán usarse para tomar una

de las dos siguientes alternativas:

a. Implementar un nuevo programa amplio para otros pozos problema; y,

b. Rediseñar una nueva solución basada en las características de la prueba

piloto.

Las seis etapas para modificar un programa de corrosión que ostenta problemas, o para

preparar un programa para una nueva cuenta competitiva son:

• Etapa uno: Ir de pozo en pozo registrando, recolectando muestras físicas de

componentes fallados.

• Etapa dos: Revisar los registros de fallas desde un mínimo de doce meses, para

todos los pozos e identificar los pozos problema.

• Etapa tres: Separar las fallas de origen mecánico de las de origen de corrosión.

Determinar los tipos de pozos que fallan continuamente.

• Etapa cuatro: Determinar si el defecto del programa de control de corrosión es un

problema de selección o de aplicación del químico.

• Etapa cinco: Prueba piloto de un nuevo programa sobre la selección de los pozos

problema. Monitorear los resultados.

• Etapa seis: Basados en los resultados de la prueba piloto, implementar un amplio

programa de campo.

91

5.7. Monitoreo de la Corrosión

• Técnicas de tiempo promedio

• Técnicas instantáneas

A continuación se presentara un listado de varias técnicas que se las puede usar para

monitorear la rata de corrosión. A estas se las puede dividir en dos catearías básicas:

Tiempo promedio.- Técnicas acumulativas

Estos métodos miden que es lo que ha pasado y lo comparan con lo previamente

medido para determinar la rata de cambio.

Técnicas instantáneas

Estas técnicas miden la rata de corrosión actual en el momento de realizar la

medición.

Monitoreo de corrosión

Tiempo promedio – Técnicas acumuladas

• Perdida de peso de cupones

o Cuñas en la cabeza del pozo con cupones de metal liso

o Cupones de neplos pulidos

o Cupones del fondo del pozo recuperables con wireline

o Cupones con varillas prepesadas

o Carretas prepesadas

• Perdida de peso en los cupones

La perdida de peso de un cupón es la mejor medida básica y directa para determinar la

rata de corrosión.

Un cupón prepesado de la misma metalurgia del sistema es introducido para el

monitoreo del ambiente corrosivo. La colocación es por un período fijo de tiempo.

92

Luego que la pieza ha sido expuesta, se determina la perdida de peso en el lapso de

tiempo.

Este tipo de monitoreo y la inspección física y visual del espécimen, determinan las

características del ambiente corrosivo reflejadas en la perdida cuantitativa del metal y

las picaduras del mismo.

• Resistencia eléctrica

o Alambre

o Cupón

• Probadores de resistencia eléctrica

Este tipo de probadores miden la corrosividad como una función del incremento de la

resistencia eléctrica que el metal del probador exhibe cuando disminuye su masa.

Como el probador esta expuesto al ambiente corrosivo, disminuirá en una cierta porción

el metal por la corrosión.

Al medir la resistencia eléctrica antes y después de la perdida del metal, la diferencia es

una función directa de la corrosión.

Estos probadores son de tipo electrónico y no requieren contacto con el fluido

conductivo para las lecturas.

• Medidas indirectas del espesor de la pared

o Inspección ultrasónica de tuberías

o Calibradores de formación

o Chanchos para oleoductos

93

• Medidas directas del espesor de la pared

Los equipos utilizados para efectuar estas medidas son maquinas que determinan el

perfil de una sección de tubería, para conocer la cantidad de metal perdido, a

compararse con el perfil original.

Este sistema, como los anteriores, no son instantáneos; es decir, son técnicas

acumulativas. Estas medidas no diferencian el tipo de corrosión experimentado, ni la

época en que pudo haber ocurrido. Estos métodos simplemente determinan la condición

del metal en dos tiempos diferentes y su comparación.

• Historia de las fallas

Este tipo de monitoreo de corrosión mira el gran cuadro y examina el número de fallas

de corrosión que han ocurrido en un lapso de tiempo. Esto provee una visión del

programa de control de corrosión.

Monitoreo de corrosión

Técnicas instantáneas

• Medición de elementos específicos

o Contaje de hierro

o Contaje de magnesio

o Probadores de puente de hidrogeno

Este tipo de mediciones abordan un Ion o elemento específico, que representa una

medida indirecta de la corrosividad de un sistema. El contaje de hierro, por ejemplo,

mide la cantidad de hierro disuelto en el agua de un sistema. Si la corrosión del acero es

acelerada, este contaje se incrementara debido al hierro libre disuelto en el agua,

convirtiéndose en Ion disuelto en agua, soluble en le ánodo.

94

Esta técnica no se puede utilizar en sistemas que contienen sulfuro de hidrogeno debido

a la reacción instantánea entre los iones de hierro e iones de sulfuro, para formar sulfuro

de hierro.

Los medidores de puente de hidrogeno miden la cantidad de hidrogeno libre que

permanece en el metal en un sistema corrosivo como una función de la rata de

generación de hidrogeno en el cátodo.

• Polarización lineal

o Medidor PAIR-3. De tres electrodos de lapsos de tiempo o continuos.

o Correater. Dos electrodos.

o Polarización potenciodinámica.

• Medidas de polarización lineal

Estos equipos se basan e n la ley de Ohm: V = I x R; voltaje es igual a la intensidad de

corriente por la resistencia.

En una maquina de polarización lineal, se aplica un pequeño voltaje a través de dos

electrodos y se utiliza un medidor para determinar la cantidad de corriente que fluye

cuando se aplica el voltaje. Conociendo la cantidad de corriente que fluye, la ecuación

puede usarse para determinar la rata de corrosión instantánea.

Los medidores PAIR y Correater aplican un voltaje fijo y miden la corriente corrosiva

del voltaje. El potenciodine, aplica varios voltajes y mide la corriente cuando esos

voltajes varían. Todas estas técnicas requieren total contacto con el agua corrosiva, para

asegurar una medida correcta de la corrosividad.

• Probadores galvanices

95

Este tipo de probadores utiliza el aclope de acero-bronce para medir la corrosividad

relativa de un fluido. Esto lo afecta midiendo los cambios que se producen en el flujo de

corriente corrosiva, cuando cambia el agua.

Este tipo de probadores requieren que se hallen íntegramente sumergidos en el agua

corrosiva para obtener lecturas correctas. Generalmente, se usa este tipo de probadores

cuando se desea detectar el incremento de corrosividad debido al ingreso de oxigeno

dentro del sistema.

5.8. Pruebas Selectivas de Laboratorio

• Solubles en aceite / dispersable en agua

• Solubles en agua

• Cualitativos, en general

A continuación se describe varias pruebas para la selección de químicos usados como

inhibidores de corrosión bajo condiciones simuladas.

Se debe poner hincapié en que la mejor prueba de laboratorio es aquella que mas se

aproxima a las condiciones de campo.

La principal función de las pruebas de selección es alcanzar el mejor inhibidor e ir al

campo con él.

Las pruebas se clasifican en tres categorías:

5.8.1. Pruebas para inhibidores, solubles en aceite y dispersables en agua;

5.8.2. Pruebas para inhibidores solubles en agua; y,

5.8.3. Pruebas generales cualitativas.

96

5.8.1. Selección de inhibidores, solubles en aceite/dispersables en agua

• Pruebas de jarras, rotatoria

Procedimientos de selección simple, en la cual los recipientes contienen los fluidos

producidos que se mezclan con inhibidor y que luego se los hace rotar, para simular un

contacto intermitente del fluido con el metal. Esta prueba mide la persistencia de la

película inhibidora sobre la superficie metálica.

• Prueba de la rueda

El procedimiento utilizando en la prueba de jarras seria el primer paso. Posteriormente,

se usa un gas ácido antes de llenar las botellas. Se usan cupones prepesados para

conocer la perdida del metal. (Procedimiento NACE, Standard).

• Prueba Kettle

Adaptación de la prueba de rueda, en la que continuamente se esparce gas ácido fresco

al recipiente de la prueba.

• Prueba de autoclave

Prueba cerrada con los fluidos de producción a temperatura elevada y alta presión, se

emplean cupones prepesados para la evaluación.

5.8.2. Selección de inhibidores solubles en agua.

• Pruebas de jarras, rotatoria (contacto constante)

Procedimiento de selección simple, en la cual los recipientes contienen los fluidos de

producción rotando conjuntamente con el inhibidor, para simular un contacto

intermitente entre el metal y el fluido. Se determina la persistencia de la película

inhibidora sobre la superficie del metal, sin la fase de enjuague.

97

• Prueba de vaso abierto

Procedimiento de selección que utiliza salmuera sintética e hidrocarburo en un vaso de

agitación. Los inhibidores se comparan utilizando un medidor PAIR, para graficar la

reducción de la corrosividad.

• Prueba de flujo

Procedimiento de selección que utiliza el flujo continúo de agua de producción para

medir la reducción efectiva de la corrosividad, añadiendo continuamente el inhibidor

soluble en agua. Se utiliza el medidor PAIR, para determinar la rata de corrosión

instantánea.

5.8.3. Selección cualitativa general

• Prueba de desplazamiento del Ion cobre

Procedimiento de selección simple, en la cual se usa una solución de sulfato de cobre a

fin de determinar la extensión de la humectación del agua que existe en el cupón de

acero. Las áreas acuohumectadas están expuestas debido a que las láminas de cobre

metálico salen de ella. Esto proporciona una medición indirecta de la película

inhibidora.

• Prueba de la tendencia a la emulsión

El procedimiento mide la tendencia del inhibidor de corrosión a formar una emulsión a

formar una emulsión estable. El inhibidor se mezcla con el fluido de producción al 1 %,

y agitado se mide la cantidad de tiempo que requiere para resolver la emulsión en sus

dos fases constitutivas.

5.8.4. Nuevas normas ASTM para la selección de inhibidores

El Comité G01 de la Corrosión de Metales de ASTM International tiene como una

misión continúa ayudar a las industrias de los campos petroleros y refinerías a que

98

adopten y usen técnicas avanzadas cuando seleccionen los inhibidores de corrosión.

Como parte de esta misión, se han publicado dos nuevas normas que ha desarrollado el

Subcomité G01.05 de las Pruebas de Corrosión de Laboratorio:

• G 184, Práctica para evaluar y calificar inhibidores de corrosión de campos

petroleros y refinerías usando la jaula rotatoria; y

• G 185, Práctica para evaluar y calificar inhibidores de corrosión de campos

petroleros y refinerías usando el electrodo cilíndrico rotatorio.

Estas normas son el resultado de los casi tres años de estrecha colaboración que ha

habido entre el Grupo de Tarea G01.05.11 y las compañías petroleras, proveedores de

inhibidores, investigadores, asesores y educadores. Las dos normas respaldan tanto la

selección de inhibidores optimizada de quienes los usan como el desarrollo y creación

de fórmulas de inhibidores más eficientes de quienes los venden.

La tubería del petróleo y del gas es vulnerable a la corrosión. La corrosión proviene, en

parte, del uso de aceros al carbón y de baja aleación en la construcción de la tubería.

Estos materiales, aunque son convenientes por económicos, muestran de manera

característica una baja resistencia a la corrosión. Para controlar la corrosión, en la

industria se usan inhibidores de corrosión, principalmente en las tuberías que llevan el

petróleo y el gas de los pozos a las plantas de proceso. El mercado anual de los

inhibidores de tan sólo América del Norte es de 1600 millones de dólares americanos

aproximadamente.

No existe, sin embargo, un solo inhibidor que se adapte a todas las situaciones. La

eficiencia de un inhibidor depende no solamente de la cantidad y propiedades de los

líquidos producidos ni de las propiedades del inhibidor mismo, sino también de la

99

manera en que se aplica éste y de las condiciones de operación (temperatura, velocidad

de flujo y presión) que tenga el sistema.

Como dice el Dr. Sankara Papavinasam del laboratorio CANMET Materials

Technology Laboratory:

Los inhibidores se deben examinar usando métodos cuantitativos (electrodo

cilíndrico rotatorio, jaula rotatoria o impacto por chorro). De los métodos

cuantitativos, el electrodo cilíndrico rotatorio servirá solamente hasta un valor de

esfuerzo cortante de pared (un parámetro que correlaciona el efecto del flujo en

diferentes geometrías) de 20 Pa, mientras que la jaula rotatoria podrá servir hasta

un valor de 200 Pa.

Como dice La norma ASTM G 170 en la Guía para Evaluar y Calificar

Inhibidores de Corrosión de Campos Petroleros y Refinerías en el Laboratorio:

La publicación de las prácticas G 184 y G 185 ofrece a las industrias de los

campos petroleros y refinerías un proceso común para llevar a cabo

experimentos que tengan como objeto evaluar inhibidores de corrosión, describe

los procesos para evaluar los inhibidores de corrosión (incluyendo la eficiencia

del inhibidor y las propiedades del inhibidor de corrosión secundarias), y las G

184 y G 185 prescriben los procesos para llevar a cabo experimentos con la jaula

rotatoria y con el electrodo cilíndrico rotatorio, respectivamente.

5.9. Análisis de Fallas

La habilidad para analizar las muestras de materiales que han fallado proporciona una

mejor comprensión de la causa de la falla. Es la parte crucial del diseño de un programa

exitoso del control de la corrosión.

Las siguientes etapas son las que se deberán seguir en el análisis de fallas.

100

• Etapa uno

Recolección de muestras

o Localizar documentación

o Condiciones físicas

o Rutina de operación

La recolección de muestras es la primera etapa en la implementación del análisis de

fallas. La documentación de la localización exacta de la falla, entre el sistema

operacional, es esencial; siguiendo las determinaciones de las condiciones de la

exposición de los componentes y la operación de rutina ayudara a clasificar las posibles

causas.

• Etapa dos

Preparación de la muestra

o Limpieza: limpieza con ácido o cloruro de espuma

o Análisis de los subproductos de corrosión

Una vez que la muestra ha sido recolectada, se debe realizar una limpieza cuidadosa y la

preparación de la misma. El objeto es obtener un cuadro claro de la perdida del metal.

Al examinar las características de la perdida del metal e igualmente las condiciones de

la exposición, se puede aproximar una lista de posibles causas. Otra fuente de

información es el análisis de los subproductos de corrosión. La capa de subproductos se

encontrara adherida al metal fallado.

• Etapa tres

Caracterización de la falla

o Fractura

o Picadura, tipos de picados

101

o Disminución general

o Inspección de la textura del metal

Una observación cuidadosa del tipo de falla y sus características en la perdida del metal

pueden ayudar a diferenciar las fallas mecánicas de las fallas de corrosión.

• Etapa cuatro

Reconocimiento de factores mecánicos

o Abrasión o uso

o Choque

o Tensión inducida

Una etapa final es tratar de reconocer la influencia de factores mecánicos que hubiesen

contribuido a la falla. Es muy común que estas se deban a la combinación de factores

mecánicos y químicos. El reconocimiento de la contribución de los factores mecánicos

es muy importante

Análisis de fallas

Técnicas de inspección

• Recolección de muestras

o localización de la documentación

o Condiciones físicas. Operación de rutina

• Preparación de las muestras

o Limpieza. Lavado con ácido

o Análisis de los subproductos de corrosión

• Caracterización de la falla

o Fractura. Picaduras. Ataque general

o Inspección de la textura del metal

102

• Reconocimiento de los factores mecánicos

o Abrasión o uso

o Choque

o Tensión inducida

103

CAPÌTULO VI

6. Control de Escala en la Producción Petrolera

La escala se define como depósito especifico formado por la precipitación de una

solución acuosa directamente sobre la superficie. La precipitación de sólidos es la causa

de la escala.

Gráfico # 50: Escala

Fuente: AGIP Oil Ecuador B.V.


Potencial problema de escala

En 1980 1.3 billones de galones de agua por día fueron involucrados en la producción

de combustibles minerales. En 1981 se produjeron 9 barriles de agua por cada barril de

aceite. En los años noventa, se tuvo un promedio de 15 a 20 barriles de agua por cada

barril de petróleo. En la actualidad se esta llegando a producir hasta mas del 90 % de

104

agua en algunos campos petroleros. La mayor parte de esta agua requiere algún tipo de

tratamiento.

Problema de escala

Debido a que el agua es un excelente solvente, este disolverá y acarreara varias sales

minerales. Durante condiciones físicas estables, las sales minerales permanecerán

disueltas en el agua.

Problemas de escala en campos petroleros

La producción de petróleo esta acompañada de la producción de agua. Las condiciones

físicas del agua de producción son alteradas resultando condiciones inestables del agua.

6.1. Problemas de Escala

Debido a la inestabilidad del agua, escalas o depósitos minerales se precipitan de la

solución para formar incrustaciones sobre equipos, pozos y formaciones. Los resultados

de los depósitos de escala son:

a. Perdida de producción

b. Incremento de los costos de extracción

c. Fallas de los equipos

d. Problemas en el tratamiento del crudo

e. Problemas en la inyección de agua

f. Interferencia en la recuperación secundaria y terciaria

Los depósitos de escala suceden en la totalidad de los sistemas de producción causando

problemas en muchas locaciones.

6.2. Causas de la inestabilidad del agua

6.2.1. Cambios en la composición de los iones incrustables

6.2.2. Cambios en la composición de la salmuera

105

6.2.3. Cambios en la presión – temperatura

6.2.4. Cambios del pH

Cualquier cambio en uno o más de estos factores, provoca que la solubilidad en la

escala mineral sea excesiva.

6.2.1. Cambios en la composición de los iones incrustables

Concentraciones de los iones incrustables

La mayoría de los iones incrustantes existentes tienen tendencia a formar depósitos de

escala. Cuando la solubilidad de la escala es excesiva, se forman depósitos.

La temperatura tiene efecto en la solubilidad.

Tabla # 7: Solubilidad de varias sales en el agua destilada

Barita BaSO4 2

Aragonita CaCO3 12

Calcita CaCO3 14

Anhídrido CaSO4 2980

Hemihydrato CaSO4 - ½ H2O 3000

Yeso CaSO4 – 2H2O 2600

Magnetkies, Pyrohotius,

Troillite Fe 6

Celestito SrSO4 130

Fuente: Ecuatoriana de petroquímicos


6.2.2. Cambios en la composición de la salmuera

Composición de la salmuera

El incremento del contenido de sales de la salmuera, usualmente incrementa la

solubilidad de la escala.

106

Gráfico # 51: Ejemplo de la salmuera baja

Fuente: Petrolite


Gráfico # 52: Ejemplo de la salmuera alta

Fuente: Petrolite


107

Efecto de mezclas de agua

• Mezclas de agua fresca con salmuera

Cuando una salmuera se mezcla con agua fresca, se puede incrementar la tendencia a

formar escala si eventualmente no se suministran iones incrustantes. Esto se debe a la

disminución de la resistencia iónica resultante de la mezcla.

• Mezcla de salmueras producidas incompatibles

Cuando la cantidad de agua de formación producida es menor a la necesaria para la

reinyección, se necesita agua adicional prefabricada. En mayoría de los casos esta agua

contiene exceso de iones comparados con los del agua de formación. Como resultado de

la mezcla de estas aguas, el contenido iónico es muy superior a la del equilibrio de iones

incrustantes y así se generaliza la escala.

Tabla # 8: Ejemplo de mezcla

Agua A Agua B Calcio mg / l 150 29 Bario 45 1 Bicarbonato 10 2720 Sulfato 0 208



Ninguna presenta problema de incrustaciones

Tabla # 9: Resultado de la mezcla de esta agua

Calcio 89 mg / l Bario 23 mg / l Bicarbonato 1365 mg / l Sulfato 104 mg / l



Esta agua es incrustante por carbonato de calcio.

108

6.2.3. Cambios en presión y temperatura

Presión

Efecto de la reducción de la presión:

a. La perdida de presión modifica la reacción del CaCo3, hacia el lado de escala

sólida debido a la perdida de CO2.

b. Ca (HCO3)2 perdida de presión: CaCo3 + H2O + CO2

6.2.4. Cambio de pH

El efecto del cambio de pH en la solubilidad de la escala:

La disminución del pH incrementa la solubilidad y, consecuentemente, disminuye la

tendencia a formar escala.

6.3. Factores requeridos para la depositación de escala

6.3.1. Solución sobresaturada

Iones de escala que se hallan presentes en la solución a niveles más altos que el solvente

puede tolerar. Solubilidad de escala mineral ha sido excedida.

6.3.2. Nucleación

Los cristales que se forman de una solución pueden ser:

• Homogéneos

• Heterogéneos

Los puntos de nucleación están provistos por:

• Escala presente

• Arena

• Superficie de la tubería

• Sólidos

109

6.3.3. Mecanismos de la inhibición de la escala

• Quelación

• Dispersante

• Modificadores de puntos activos (inhibidores del desarrollo cristalino)

• Quelación

El uso de los quelantes prevendrá o reducirá la formación de escala. Los quelantes

previenen a los cationes que forman escala por la formación de complejos solubles.

Gráfico # 53: Quelantes

Fuente: Petrolite


• Dispersantes

Incrementan la cantidad de químicos dispersantes en la formación de escala.

• Modificadores de puntos de cristalización

Inhibidores de desarrollo cristalino

110

Gráfico # 54: Inhibidores de desarrollo cristalino

Fuente: Petrolite


Gráfico # 55: Inhibidor de CaCO3 con SP-237 relación de tiempo

Fuente: Petrolite


111

6.4. Escala en los campos petroleros

Tabla # 10: Escalas que se encuentran en aguas de campos petroleros.

NOMBRE FORMULA QUÍMICA VARIABLES

PRIMARIAS

Carbonato de Calcio

Calcita

Dragonita

CaCO3

Temperatura

Presión parcial de CO2

Sólidos totales disueltos

Sulfato de Calcio

Gypsum (nombre común)

Semi-hidratado

Anhidro

CaSO4. 2H2O

CaSO4. O. 5H2O

CaSO4

Temperatura


Presión

Sulfato de Bario

Sulfato de Estroncio

BaSO4

SrSO4

Temperatura

Presión


Compuesto de Hierro

Carbonato Ferroso

Sulfuro Ferroso

Hidróxido Ferroso

Hidróxido Férrico

Oxido Férrico

FeCO3

FeS

Fe(OH)2

Fe(OH)3

Fe2O3

Gases disueltos

pH

Corrosión

Fuente: Quimipac


112

CO3 + H2O H2CO3

MgCO3 Mg (HCO3)2

CaCO3 + H2CO3 Ca (HCO3)2

Estas relaciones son Acido-Base

CO3-2 HCO3 CO2

Básico Acido

• A bajo pH no habrá escala.

• A pH de 4 a 6,5 el acido carbónico y el bicarbonato coexisten.

• Sobre pH de 6,5 el acido carbónico no puede existir y se reduce a cero.

• Similarmente a pH de 7 no hay presencia de carbonato. No existe escala.

• Sobre pH de 8 la concentración de bicarbonatos disminuye al ellos reaccionar

para formar carbonatos.

• Sobre pH de 11 todos los bicarbonatos se convierten en carbonatos.

La ecuación clásica para precipitación de escala de carbonatos:

Ca (HCO3)2 CaCO3 + H2O + CO2

[ ] [ ] [ ]( )[ ]23

322

HCOCaCaCOxOHxCO

K =

Fuente: Quimipac


[ ] [ ]( )[ ]23

32

HCOCaCaCOxCO

K =

Fuente: Quimipac


113

6.5. Donde se forma y se deposita la escala

• Se reduce la presión

• El incremento de la temperatura

• Se mezclan diferentes tipos de agua

6.5.1. Las mezclas se depositan en:

• Formación

• Cribas de línea

• Tubing

• Líneas de succión

• Perforaciones

• Empacaduras de grava

• Líneas de flujo

Antes de perforar un pozo no habrá depósitos de escala.

En el momento en que se inicia flujo en el pozo se puede producir escala en alguna

parte.

Cuando un pozo se cierra las temperaturas se incrementan y habrá depositación de

escala dentro de la formación.

El carbonato de calcio siempre se formara cuando exista un incremento de la presión o

un incremento de la temperatura.

6.5.2. En conclusión

1. La escala mas común es el carbonato de calcio comúnmente llamado calcita.

Afortunadamente es la mas fácil de remover.

2. Antes de que un pozo sea perforado no habrá depósito de escala.

3. La escala se depositara donde quiera que exista:

114

a. Un decrecimiento de la presión.

b. Un cambio de temperatura.

c. Un cambio en el contenido de las sales disueltas (mezcla de diferentes

aguas).

d. Adición de fluidos de completación que contienen calcio.

4. Si un pozo contiene en el agua los precursores de la escala, en el momento que

se inicie el flujo se depositará la escala en alguna parte.

6.6. Remoción de la escala

• Perdida de producción.

• Costo de acido, equipo y personal.

• Acido clorhídrico -7,5 o 15,0% de solución.

• Cuando fluya nuevamente el pozo habrá mas deposito de escala.

• La remoción de escala no evita la formación de escala en el futuro.

• La inhibición de escala es la respuesta.

6.6.1. En conclusión:

La remoción de escala es costosa debido a:

• Equipos para bombear el acido dentro del pozo.

• Acido.

• Perdidas de tiempo.

• Perdidas de producción.

• La limpieza con acido remueve la escala pero cuando el pozo fluya de nuevo

habrá mas depósito de escala.

• La remoción de escala no evita la formación de escala en el futuro.

115

6.7. Mecanismos de inhibición de escala

La selección de un inhibidor es usualmente gobernada por:

• Temperatura

• Tipo de formación

• Económico

Se piensa que los inhibidores trabajan mediante los siguientes mecanismos:

• Dispersantes

• Antiprecipitantes

• Secuestrantes

• Modificadores de cristales (cambio morfológico)

• Condicionadores de lodos

• Agentes quelantes

Tabla # 11: Tipos de inhibidores de escala

ÍTEM ESTER POLÍMERO FOSFONATO

Costo BAJO ALTO MEDIO

Fácil monitoreo de PRC SI NO NO

Reacciona con la calcita en el sistema NO NO SI

Estable a temperaturas sobre los 200oF NO SI SI

Fuente: Quimipac


116

Tabla # 12: Inhibición de escala en la formación

ÍTEM ESTER POLÍMEROS FOSFONATOS

Estable a temperaturas sobre los 200oF NO SI SI

Costo BAJO ALTO MEDIO

Fácil monitoreo de PRC SI NO SI

Adsorción dentro de la formación SI SI SI

Reacciona con la calcita en la formación NO NO SI

Propiedades de disolución de escala NO NO SI

Sensibles a altas temperaturas SI SI NO

Solución viscosa NO SI NO

Reduce la tensión superficial interfacial

entre el aceite y el agua NO NO SI

Aplicables para formaciones fuertes SI NO SI

Reacciona con el calcio soluble en el agua

para depositar sales de calcio dentro de la

superficie de formación

SI NO SI

Fuente: Quimipac


6.8. La selección de inhibidores deberían ser basados en experiencias

pasadas en otras partes y en consideraciones económicas.

• Vida del squeeze (inyección forzada)

• Costo del químico

• Estabilidad del inhibidor

• Perdida de producción

117

• Cantidad de aceite producido antes y después del tratamiento

Como dice Víctor Sánchez de Quimipac:

Los más efectivos en términos de costo y eficiencia son los fosfonatos.

Con un inhibidor de fosfonato las reacciones predominantes en la formación son las

siguientes:

• Adsorción dentro de la superficie de la roca.

• Reacción con cristales de calcita en la superficie de la roca para formar

fosfonato de calcio.

6.8.1. Vida del squeeze

La vida de un squeeze esta en función de:

• Cantidad de producción de los pozos

• Tiempo que esta cerrado el pozo

• Salinidad del agua producida

• La cantidad de inhibidor colocada dentro de la formación

• La distancia a la cual el inhibidor es forzado dentro de la formación.

6.8.2. Procedimientos usados para calcular los volúmenes de inhibidor de los

flujos repentinos anteriores (en el caso de utilizarlos) y flujos repentinos

posteriores.

• Producción diaria de agua

• La distancia a la cual el inhibidor es forzado dentro de la formación y la cantidad

de sobre flujo repentino requerido.

118

• Producción diaria de agua

INHIBIDOR (GALONES) = BAPD x 120 x 3 x 0,00002 x 42

Fuente: AGIP oil Ecuador B.V.


Donde:

BAPD = Promedio de la producción de agua (barriles/día)

120 = Vida del primer tratamiento forzado (días)

3 = Una tercera parte de la regla

0,00002 = 20 PPM de concentración del inhibidor

La regla de un tercio

Una tercera parte: Es absorbida dentro de la formación y permanece ahí.

Una tercera parte: Es retornada dentro de los primeros días con una concentración

alta.

Una tercera parte: Retorna con el agua producida como un inhibidor activo.

Esto solo es aplicable para el primer tratamiento

Ejemplo típico:

Profundidad del pozo al tope de la perforación (pies) = 300

Intervalo de perforación (pies) = 250

Diámetro interno de tubing (pulgadas) = 15

Producción diaria de agua (barriles) = 1000

Concentración de la solución del inhibidor (%) = 5

Volumen del inhibidor = 1000 x 120 x 3 x 0,00002 x 42

= 302 galones

Volumen total de la solución del inhibidor (barriles) = 144

119

Volúmenes a desplazar (barriles):

Alto tope de la perforación = 66

Intervalos de perforación = 55

Volumen total de flujo (barriles) = 121

El segundo tratamiento dura hasta 180 días.

El tercer tratamiento dura hasta 360 días.

Los tratamientos subsiguientes duraran más de un año dependiendo de la química del

agua.

Entonces para tres tratamientos y un volumen total de químico de 906 galones

Tiempo total = 120 + 180 + 360 + 660 días

Uso anual = 906 x 365 / (660 x 52)

= 9,6 tambores

• La distancia a la que el inhibidor es forzado dentro de la formación

El sobre flujo repentino tendrá dos funciones:

• Empujar la solución del inhibidor

• Remover el inhibidor de la superficie de la roca y redepositar el químico en otro

punto mas apartado de la cara de la formación.

Detección de escala en el equipo de superficie

• Cupones de escala

• Piezas de spool

6.9. Monitoreo

El control de la escala por inhibición continua depende de:

• Cantidad de flujo de agua

• Dureza total del agua

120

• Residual del inhibidor de escala del squeeze u otros puntos de inyección

• Medición de los cambios del calcio total

• Las pruebas de PRC deberían ser realizadas regularmente para verificar el estado

del sistema de inyección

• El análisis de dureza total y de fosfonatos – La inhibición de escala es

optimizada

6.10. Inhibidores de escala encapsulados

Alternativas para:

• Inyección forzada a la formación

• Inyección continua bajo pozo

• Tiempo de equilibrio de por lo menos seis horas

El procedimiento de dosificación dependerá de:

• Preferencias del operador / facilidad de operación

• Control de la presión en la cabeza del pozo especialmente

• Jewelry bajo pozo

• El licor sobrenadante es critico para mantener la integridad de la jet cap durante

el equilibrio

• Jet caps colocadas en una región de baja turbulencia soltaran mas lentamente

que los jet caps en regiones de alta turbulencia

Potencial de la escala o índice de escala

Análisis primarios:

• pH

• Calcio

• Alcalinidad (Bicarbonatos)

121

• Sulfatos

• Cloruros

• CO2 disuelto

• Temperatura

• presión

Índice de escala

• Stiff y Davis

• Oddo y Thompson

El método Stiff y Davis es el más común y las ecuaciones usadas son:

S.I: = pH – pHS

pHS = K + PCA + pALK

Fuente: Quimipac


Donde:

S.I. = Es el índice de estabilidad

pH = Es el pH actual del agua

K = Es una constante en función de la calidad de agua (fuerza iónica)

pALK = Relativo a la alcalinidad (bicarbonato)

PCA = Relativo al contenido de calcio

Índice negativo = Corrosión

Índice positivo = Escala

122

Tabla # 13: Potencial de la escala o índice de escala

ÍNDICE DE ESCALA POTENCIA DE ESCALA

2,00 – 3,00 ALTO

1,00 – 1,99 MEDIO

< 1,00 BAJO

Fuente: Quimipac


6.11. Interpretación de los análisis de laboratorio

El potencial de escala estará primeramente en función de:

• pH

• Calcio total

• Alcalinidad (bicarbonato)

• índice de escala

• Otras sales disueltas

• Sistemas de temperatura y presión

• CO2 disuelto en el agua de producción

• Calcio / radio de bicarbonato

• Residual de fosfato (PRC)

Que la escala se deposite o no depende de:

• índice de escala

• Residual de fosfonatos (PRC)

pH: Probabilidad de escala, el pH no indica escala

Calcio: El agua contiene calcio soluble – escala

123

Alcalinidad (bicarbonato): Tiene que haber calcio y bicarbonato en el agua

Calcio / radio de bicarbonato – (Ca: HCO3):

Razón inicial calcio / bicarbonato – menor que 1,00

A medida que un pozo produce – la razón permanece constante

Razón de > 100 el carbonato de calcio no formara escala

Si la razón declina con el tiempo entonces la escala se esta formando

Si la razón aumenta – la formación de escala es más propensa

Decreciendo en la razón – la razón puede haberse depositado ya.

Índice de escala (S.I.)

Un índice alto aumenta las posibilidades de formación de escala

A medida que la escala se deposite el S.I. se reducirá

A medida que la presión y temperatura cambian en el flujo, estos cambios afectaran la

solubilidad de las escasas sales solubles

CO2 disuelto en agua salada

A medida que la presión decrece, la cantidad de CO2 en la solución también se reducirá.

Como a medida que se reduce el gas mantiene el delicado equilibrio entre Ca (HCO3)2 y

CaCO3 se va formando CaCO3

Residual de fosfonatos (PRC)

Una indicación del residual de fosfonatos en el agua producida

2 PPM fue interpretado como un indicativo de que el pozo debe ser redosificado

Un valor bajo como 0,5 PPM puede ser reportado con confianza

124

CAPÌTULO VII

7. Aplicación de los tratamientos de campo en Villano y CPF de la

empresa AGIP Oil Ecuador – Bloque # 10

7.1. Descripción general de las facilidades de producción de la compañía

AGIP Oil Ecuador en el Bloque # 10

7.1.1. Antecedentes

El proyecto Villano

En julio de 1998, Arco Oriente Inc. (con base en los Ángeles California), junto con su

asociada AGIP Oil Ecuador, firmaron con el gobierno ecuatoriano un contrato de

servicio para la exploración y explotación de hidrocarburos en el bloque 10 de la región

amazónica del Ecuador.

El pozo del descubrimiento encontró una amplia zona de depósito con excelentes

características de yacimiento petrolífero, con un petróleo de 20º API.

El pozo Villano 3, perforado en 1993, confirmó el descubrimiento y condujo a la

decisión de explotar este activo.

En 1994, se preparó el plan de desarrollo (PPD). En marzo de 1997, Arco y Ecuador

firmaron un acuerdo revisado, Arco declaró la comerciabilidad del yacimiento y se

inició la etapa de desarrollo, la misma que duraría 20 años.

El proyecto Villano fue diseñado con dos principios fundamentales en mente:

• Minimizar cualquier impacto sobre el medio ambiente, que pueda ocurrir como

resultado del desarrollo.

• Mantener un dialogo franco y abierto con las comunidades indígenas del área

para asegurar un trabajo conjunto.

125

7.1.2. Ubicación geográfica

El bloque 10 está situado en la provincia de Pastaza, en el área del bosque húmedo

tropical, conocida como el “Oriente”, como se indica a continuación:

Gráfico # 56: Ubicación Geográfica del Proyecto Villano

Fuente: Archivos CPF


7.1.3. Instalaciones de producción en el campo Villano

Junto con la producción de petróleo crudo que sale del yacimiento, se encuentra agua y

gas. El sitio en donde están ubicados los pozos dispone de equipo para realizar la

separación del agua y del gas del petróleo, pero se dispone de procesos de separación

más completos en CPF. Se mantiene el fluido que proviene de los pozos, sobre el nivel

de presión de burbuja (el punto en el cual el gas se empieza a separar del petróleo), para

mantenerlo en solución en el petróleo hasta que este llegue a CPF. En vista del bajo

126

volumen de agua producida durante los tres primeros años la totalidad de la producción

de fluido fue bombeada a CPF para su procesamiento. Después de este tiempo los pozos

se encuentran produciendo más de 70% de agua, en este momento es necesario realizar

la separación del agua a nivel de los pozos para mantenerse dentro de la capacidad de la

taza de procesamiento de la línea de flujo.

7.1.4. Facilidades de producción CPF

El CPF es la instalación que recibe y procesa el petróleo crudo proveniente de Villano.

Este petróleo es calentado en intercambiadores de calor usando calor residual del

petróleo y agua que ya han sido procesados, por efecto del calentamiento y luego de

seguir un proceso el agua y el gas son separados del petróleo, después de pasar por este

proceso, el petróleo contiene menos del 1% de agua y está listo para la venta en el

mercado internacional de crudo. El agua es reinyectada en los pozos profundos. El gas

es usado como combustible de los tanques de tratamiento de calor y el excedente es

quemado en un gran mechero.

Una parte del petróleo procesado se utiliza como combustible de los 4 generadores de

5.3 megavatios (MW.) que generan la electricidad requerida en CPF y Villano, y la

parte restante es enviada por medio de bombas hacia el terminal de venta en Baeza a

través del oleoducto secundario (que tiene una longitud de aproximadamente 135.5 km.

y un diámetro de 16 pulgadas) y en el cual a futuro se ha planificado instalar una

estación de bombeo en el intermedio, que servirá para incrementar la capacidad de

bombeo de este.

A una distancia de 137 km. desde el CPF el oleoducto secundario se une al Sistema de

Oleoducto Trans- Ecuatoriano, desde este punto el petróleo cruza la cordillera de los

127

Andes y se dirige hacia la costa para terminar su recorrido en Esmeraldas, en donde se

realiza la comercialización final.

7.1.5. Descripción del proceso de deshidratación del petróleo crudo en el

bloque 10

• Extracción del crudo

Actualmente se han instalado Variadores de frecuencia a las bombas electro

sumergibles de cada uno de los pozos, con la finalidad de mejorar el control de

extracción del fluido.

• Inyección de químico desemulsificante

Este se inyecta en la cabeza del pozo de acuerdo al volumen de producción de cada uno

de los pozos hasta la planta de procesamiento, esta dado en ppm (partes por millón) y se

calcula con la siguiente formula:

BFPDxGPDppm 809.23

=



Donde:

GPD = galones de desemulsificante inyectados en el día

23.809 = constante

BFPD = barriles de fluido de petróleo por día

El flujo extraído de los pozos con mayor BS&W se dirige hacia los nuevos FWKO,

donde es posible separar el agua libre en un 60 % del caudal del fluido, regularmente se

direccional el flujo de 5 pozos hacia estos equipos.

La descarga de crudo Semiemulsionado de estos equipos se dirige al cabezal de succión

de las bombas centrifugas que bombean el flujo de salida de Villano a CPF, en este

128

cabezal vuelve a mezclase con el flujo extraído de los pozos restantes, se bombea entre

70.000 a 78.000 BPD de fluido desde los Villano hasta CPF con un BS&W entre el 48

al 54 %.

Todo el sistema y proceso de deshidratación se explica en el gráfico # 57.

• Inyección de agua en Villano

El agua libre separada en los FWKO de Villano, es almacenada en dos tanques y por

medio de dos bombas centrifugas, se re inyecta a la formación.

129

Gráfico # 57: Proceso de CPF - Bloque 10

Fuente: AGIP Oil Ecuador B.V.


130

• Ingreso del petróleo a CPF

Actualmente el flujo del fluido al llegar a CPF, pasa a través de un mezclador, el cual

adicional a la mezcla con el flujo de condensados que provienen de la separación del

gas en el sistema de baja presión, provoca un cambio en el tipo de flujo.

La inyección de los químicos para los otros tratamientos se mantiene en condiciones

similares al proceso anterior.

El fluido pasa actualmente a través de dos intercambiadores de calor (agua – crudo),

luego se dirige a un intercambiador de calor de placas para finalmente seguir a cuatro

intercambiadores crudo – crudo, con esto la temperatura del fluido antes de ingresar al

Fwko tiene un aumento con respecto al anterior, pero se debe tomar en cuenta que el

flujo se ha incrementado en 15 %

• Separación de agua libre en el Fwko (Free water Knockout)

El fluido continúa con el régimen anterior en el interior de este equipo, la descarga del

mismo fue modificada, para poder direccionar ahora a cinco tratadores térmicos.

• Etapa de calentamiento y secado en los tratadores térmicos

El fluido emulsionado descargado del FWKO va a un tren de cinco unidades de

tratamiento térmico, los cuales están equipados con controladores de nivel, de presión y

de temperatura.

Para explicar correctamente el funcionamiento de estos equipos, se divide la explicación

en tres etapas:

1. Etapa de calentamiento

El flujo es calentado aproximadamente a 220 °F por medio de un intercambio de calor

con los tubos de fuego, los cuales reciben un calentamiento directo, producto de la

combustión de crudo y/o de gas en los quemadores.

131

En esta sección del tratador, el flujo de crudo con emulsión se separa en tres fases, la

primera de agua, que por la diferencia de densidades acrecentada por efectos del calor

recibido aumenta la velocidad de asentamiento de las gotas de agua, otra fase de gas, el

mismo que se desprende por acción de la temperatura que ha alcanzado el crudo y una

última de crudo con una pequeña parte de emulsión, está fase seguirá en el recipiente

hacia la segunda etapa del tratador.

El crudo que sale de los cinco tratadores térmicos va a un nuevo equipo degassing

vessel.

2. Etapa de desgasificación del crudo

Debido a la necesidad de mejorar la separación del gas asociado, se incorpora este

equipo de desgasificación, el cual mantiene una presión cercana a la atmosférica, lo cual

permite que se desprenda el gas.

El gas liberado en este recipiente, es succionado por dos compresores que forman parte

de la ampliación, en esta sección, se condensa este gas para evitar que los productos

livianos contenidos en el mismo, se pierdan, estos productos son los que luego se

bombean al mezclador.

El gas separado en la condensación, es enviado al sistema anterior para sus propósitos

definidos anteriormente.

El crudo libre de gas, contenido en el recipiente desgasificador, es trasferido por medio

de tres bombas centrífugas hacia los intercambiadores de calor de placas y a los

intercambiadores crudo – crudo respectivamente.

3. Etapa de deshidratación electrostática

A esta sección del tratador, el flujo de crudo como se mencionó anteriormente pasa con

un BS&W o cantidad de agua y sólidos bastante bajo. Aquí el tratador esta equipado

132

con un transformador electrostático el cual eleva el voltaje, lo cual sirve para realizar la

acción de un campo eléctrico aplicado, las partículas de agua cargadas positivamente

irán al lado cátodo y las partículas cargadas negativamente tratarán de moverse al ánodo

dentro de las placas del transformador, este movimiento rápido que hacen las gotitas de

agua, hacen que estas choquen entre sí permitiendo la coalescencia debido que al chocar

estas partículas se juntan y caen uniéndose a la fase acuosa, de aquí el agua saldrá hacia

el separador de agua para luego entrar en el proceso de reinyección a la formación.

Esta es una de las últimas etapas de la deshidratación o secado del crudo, tanto el nivel

de agua como el crudo esta siendo controlado por medio de válvulas de control de nivel.

El crudo que sale de estos tratadores pasará por los intercambiadores de calor crudo –

crudo para ceder temperatura al flujo de fluido que ingresa desde Villano, de igual

manera el agua desalojada del tratador, irá al intercambiador de calor agua / crudo,

previamente antes de dirigirse al separador de agua o Scrubber de agua.

• Almacenamiento

Luego que el flujo de crudo sale de los tratadores térmico-electrostáticos, se envía hacia

los tanques de almacenamiento de CPF.

Esta planta posee 3 tanques de almacenamiento de crudo con una capacidad de 25.000

Bls cada uno. El crudo en especificaciones < 1% de BS&W es almacenado y puesto a

reposo para por medio de decantación eliminar cualquier excedente por mínimo que sea

de agua y así garantizar la pureza del producto.

• Bombeo hacia Baeza

Al igual que en el caso anterior por medio de bombas centrifugas de gran capacidad se

bombea el petróleo ya en especificaciones (menor a 1% de BS&W) hacia el punto de

entrega o custodia en Baeza.

133

Luego de las bombas de transferencia de los tanques de almacenamiento, se instalaron

otras bombas centrífugas para alimentar la succión de las bombas Shipping, las cuales

además pueden ser alimentadas desde la salida del crudo del desgasificador.

Existen tres bombas llamadas Shipping, y trabajan continuamente dos bombas en

disposición serie (Tandem) las cuales están bombeando el crudo hacia Baeza, estas

bombas descargan el crudo a una presión de 2.550 PSI, valor con el cual se logra vencer

la altura del punto más alto del oleoducto en la cordillera de los Guacamayos a 2800

metros sobre el nivel del mar.

El oleoducto secundario que tiene un longitud 135,5 km. y 16 pulgadas de diámetro

termina en Baeza que esta a 1.800 metros sobre el nivel del mar.

Como en todo el proceso la temperatura es importante ya que de ello dependerá la

capacidad de bombeo, si la temperatura es más alta, bajara la viscosidad y el bombeo

será mayor.

• Almacenamiento en Baeza

El crudo que llega desde CPF es almacenado en 2 tanques, cuya capacidad es de 75.000

Bls cada uno. La finalidad de estos tanques es la mantener siempre un stock disponible

de reserva para suplir cualquier eventualidad.

• Entrega o despacho al SOTE y OCP.

Este es el último paso dentro del proceso productivo del petróleo que produce AOE.

Por ser el punto de custodia y transferencia es aquí donde se realizan los últimos análisis

de laboratorio para verificar y certificar la calidad del producto previo a la entrega al

Sistema de Oleoducto Trans-Ecuatoriano (SOTE) o al Oleoducto de Crudos Pesados

(OCP), el mismo que es cuantificado por medio de medidores o unidades de

transferencia y custodia (LACT UNIT, por sus siglas en ingles).

134

• Otros

Debido a lo descrito en el párrafo de almacenamiento en Baeza, se está implementando

en CPF una unidad LACT, la que servirá para fiscalizar el crudo propiedad de AOE que

ingresa al oleoducto secundario ya que luego este se mezclará con la producción del

campo Yuralpa, bloque 23.

7.2. Tratamiento químico

7.2.1. Químico desemulsificante

Gráfico # 58: Proceso de la desemusificación.

Fuente: Champion Technologies


Como podemos observar en el gráfico # 58, tenemos que en el paso 1 las gotas de agua

se hallan aisladas unas de otras, no permitiendo así una fácil separación, el uso de

químicos desemulsificantes combinados con otros factores físicos, como son

temperatura y electricidad electrostática, hacen que las gotas pequeñas se atraigan entre

135

si, formando gotas mas grandes, para luego ser decantada y drenada por las salidas de

agua de los separadores.

7.2.2. Aplicaciones y dosificaciones

Inyección continúa de químico, con dosis determinados de acuerdo a pruebas de campo,

dependiendo del volumen de fluido a tratarse, Los rangos de dosificación pueden variar

de 2 a 200 ppm, aunque generalmente se dosifican en un rango de 10 a 60 ppm.

Generalmente los crudos pesados requieren mayor dosificación que los crudos ligeros.

Los desemulsificantes deben ser inyectados tan temprano como sea posible (en el fondo

o en la cabeza del pozo). Esto permite más tiempo de contacto y puede prevenir la

formación de emulsiones en la corriente del flujo aguas abajo. La inyección de

desemulsificante antes de una bomba. Asegura un adecuado contacto con el crudo y

minimiza la formación de emulsión por la acción de la bomba

136

7.3. Características del crudo Villano

Tabla #14: Análisis físico químico del crudo de AGIP Oil Ecuador B.V.

DETERMINACIÓN UNIDADES NORMA RESULTADOAgua por destilación % V ASTM D-4006 0.1 Asfáltenos % P ASTM D-3279 12.91 Azufre % P ASTM D-129 2.32 Calcio mg/kg IMP QA 006 616.21 Carbón Conradson % P ASTM D-189 11.76 Carbón Ramsbotton % P ASTM D-524 10.73 Densidad API ASTM D-287 19.7 Densidad relativa a 60/60°F ASTM D-1298 0.9356 Mercaptanos Ppm UOP-163 39.06 Factor de caracterización Kuop UOP-375 11.68 Hierro mg/kg IMP QA 006 7.85 Níquel mg/kg IMP QA 006 0.37 Nitrógeno Básico % UOP-813 0.0115 Nitrógeno Total % ASTM D-4629 0.23 Plomo mg/kg IMP QA 006 0.70 Potasio mg/kg IMP QA 006 6.27 Punto de Inflamación ° C ASTM D-92 25 Presión de vapor Reíd lb/plg2 ASTM D-323 1.34 Punto de Vertido ° C ASTM D-97 -3 Sedimento Básico y agua % V ASTM D-4007 0.12 Sedimentos por extracción % P ASTM D-473 0.0437 Sodio mg/kg IMP QA 006 40.97 Vanadio mg/kg IMP QA 006 8.83

Fuente: Laboratorio del Departamento de Petróleos, Energía y Contaminación

Universidad Central del Ecuador


137

7.4. Características del agua de Villano

Tabla # 15: Análisis físico-químico del agua de Villano

PARÁMETRO UNIDADES VALORES

pH 7,26

Conductividad uS/cm 1924

T.D.S mg/L 1070

Alc.Total a 4,5 de pH mg/l CaCO3 172

Dureza Total mg/l CaCO3 236

Dureza Cálcica mg/l CaCO3 212

Dureza Magnésica mg/l MgCO3 24

Cloruros mg/L Cl- 494

Cloruro de sodio mg/L ClNa 815

Sulfatos mg/l SO4 2

Hierro mg/l Fe++ 0,4

H2S disuelto en agua mg/l H2S 2,0

CO2 disuelto en agua mg/l CO2

Presión Entrada PSI

Presión Vessel (descarga) PSI

Temperatura entrada °F

Temperatura Vessel °F

BOPD

BAPD

Fuente: Petrolite


138

7.5. Aplicación de los tratamientos químicos en el capo Villano y CPF

7.5.1. Parafinas y asfáltenos

Refiriéndose al campo Villano no se tiene mayores problemas de parafinas y asfáltenos,

ya que como se observa en las características físico-químicas del crudo, este no es de

base parafínica. El único lugar donde se podría tener cristalización de las parafinas

debido a la baja de la temperatura del crudo es en oleoducto secundario que atraviesa la

cordillera bajando la temperatura hasta 70 ºF.

El uso de manera permanente de marranos o limpiadores de tuberías se usa para evitar

la acumulación de parafina en el oleoducto secundario, no ha sido necesario el uso de

algún tratamiento químico.

7.5.2. Emulsiones

Debido a la cantidad de agua producida con el crudo, la emulsión se torna suave por lo

que el tratamiento químico no es muy exigente en cantidades aunque si es importante

las dosificaciones correctas en los diferentes puntos, con la finalidad de obtener un

crudo en especificaciones, es decir, menos del 1% de BS&W y a su vez una calidad de

agua con un porcentaje de aceite menos de 100 ppm, lo que ayuda a su posterior

eliminación en los pozos inyectores.

Para lograr disminuir el aceite en agua a los pozos inyectores, es necesario realizar

desnatados de los tanques de agua tanto en Villano como en CPF, consiste en retirar de

los tanques el crudo acumulado en la parte superior de los tanques, este proceso se lo

hace diariamente, recuperando hasta 150 bls de crudo diario, lo que se incluye a la

producción diaria del Bloque.

Como se observo en la descripción de las facilidades de producción del campo Villano

los pozos de producción se encuentran a mas de 40 km. de las facilidades de producción

139

centrales (CPF) que es donde se realiza la separación final del agua. El fluido es

transportado a través de un oleoducto superficial llamado flow line, al estar expuesto a

la intemperie, es muy susceptible a los cambios de la temperatura ambiente; por lo que

la dosificación de químico desemulsificante es de suma importancia para el tratamiento

en el CPF, así como para evitar elevaciones de presión en la flow line debido a la

formación de baches de crudo emulsionado.

En el well pad de Villano como vimos anteriormente se realiza una separación parcial

del agua a través de dos separadores de agua libre (FWKO), razón por la que es

necesario realizar un programa de dosificación dentro del pad, se ha determinado que

los puntos de mayor importancia para la inyección de desemulsificante son:

1. Entrada de fluido al FWKO “A”

2. Entrada de fluido al FWKO “B”

3. Salida del fluido de la estación hacia el CPF

4. Well pad de Villano B

Estos puntos han sido seleccionados luego de realizar las diferentes pruebas de campo y

con razón suficiente ya que en la inyección a la entrada de FWKO A y B ayuda en la

separación de aproximadamente del 15% del agua producida con 50 ppm de aceite

residual la misma que es eliminada en los pozos inyectores en Villano A, en el caso de

Villano B en el que se tiene 2 pozos la dosis es muy baja pero de igual importancia ya

que ayuda a no formar emulsiones en ese tramo de oleoducto que une Villano B con

Villano A. Y por ultimo la inyección a la salida de Villano A que es la de mayor

concentración es el más importante de todos los puntos.

Otra razón por lo que la dosificación es considerada importante es que si bien una

concentración elevada de químico ayuda a la separación del agua, no es la más

140

adecuada. Ya que la separación muy rápida en el oleoducto flow line nos da la

formación de baches de agua, crudo y gas, que al llegar a la estación CPF causa

inestabilidad del sistema y como resultado una mala calidad del agua separada.

La influencia de las condiciones climáticas en la formación de emulsiones es crucial en

el flow line, debido a su exposición a la intemperie, una dosis adecuada permite

mantener bajo control dichas condiciones extremas de temperatura, podríamos hablar

que en lluvia la temperatura del crudo baja hasta 60 ºF de la temperatura normal de

trabajo (180 ºF) lo que dificulta el tratamiento, en estos casos es necesario la inyección

de químico desemulsificante de acción continua o muchas veces rápida (F - 46) en el

CPF, por lo que se tiene puntos de inyección para estos casos.

La concentración de químico desemulsificante se la realiza en base al fluido total a

tratarse, es decir, agua y crudo. Se calcula mediante la formula:

BFPDGPDPPM 23809×

= que se obtiene de:

42106

××

=DíaporFluidodeBarrilesdíaporquímicodeGalonesPPM



Al momento se encuentra con una dosis de inyección de:

• A la línea de flujo de Villano A - 15 ppm (50 glns / día aprox.)

• A la salida de Villano B - 5 ppm (3 glns / día aprox.)

• A la entrada al FWKO “A” en Villano A - 1,8 ppm (4 glns / día aprox.)

• A la entrada al FWKO “B” en Villano A – 1,4 ppm (3 glns / día aprox.)

El ajuste o la revisión de la dosificación del químico desemulsificante se lo realizan en

base a tres parámetros básicos que son:

141

1. La calidad del crudo tratado (BS&W<1%)

2. La calidad del agua tratada (<100 ppm en CPF y <50 ppm en Villano)

3. La presión a la salida de Villano en condiciones extremas (<1700 psi).

Se realizara ajustes en caso de arranque de nuevos pozos o variaciones considerables en

el BS&W del fluido de los pozos.

Tratamiento de deshidratación de la compañía AGIP oil Ecuador B.V.

Para el tratamiento de deshidratación se usa mensualmente entre 2000 y 2600 galones

de desemulsificante PT-2607 con concentraciones globales de entre 12 y 15 ppm.

Tabla # 16: Dosificación de químico desemulsificante

Mes Julio Agosto Septiembre Octubre

Locación gals gals gals Gals

Flow line 1986 1374 1779 1649

FWKO A 243 367 138 165

FWKO B 322 248 72 161

CPF 22 34 169

Total 2551 2011 2023 2098



7.5.3. Corrosión

De acuerdo a las características físico-químicas del crudo y del agua del campo Villano

y notándose que la corrosión no es tan agresiva se ha elaborado y calculado el plan de

dosificación y tratamiento, los puntos de mayor cuidado son:

1. Tuberías que manejan grandes cantidades de agua libre

2. Puntos muertos (puntos donde permanece sin movimiento los fluidos).

3. Fondos de tanques, recipientes (Vessels) en general

142

4. Oleoductos.

Para poder monitorear la corrosión se utiliza cupones, cuya inspección se la realiza

anualmente debido a que el fluido no es corrosivo como muestran los valores de MPY

(mili pulgadas por año). El método utilizado para determinar los MPY es gravimétrico,

que consiste en determinar el peso inicial del cupón, menos el peso final del mismo,

luego de haber sido expuesto al fluido.

La ubicación de los cupones se determina de acuerdo a los puntos más críticos,

basándose en los análisis físicos químicos del agua de los pozos.

Estos cupones sirven para determinar la eficiencia del tratamiento químico que en el

caso del campo Villano básicamente ser usan inhibidores de corrosión y biocida.

Gráfico # 59: Cupones de corrosión



Los cupones que usualmente son utilizados en los tanques de crudo de la compañía

AGIP oil Ecuador B.V. son:

• Cupón OV 920, 36.9509 g.

• Cupón OV 922, 36.6095 g.

• Cupón OV 921, 36.5595 g.

143

Fórmula para la interpretación de los cupones de corrosión

[ ][ ] [ ] cupondeldensidadxdíastiempoxpuarea

gramospesodeperdidaxmpyFormula 2lg22270)( =



Corrosión General

• Baja <1.0 mpy

• Moderada 1.0-5.0 mpy

• Alta 5.0 - 10 mpy

• Severa > 10 mpy

El tratamiento es tipo Batch y alternando entre dos productos, para evitar crear

resistencia entre las bacterias.

Es muy importante el uso de químicos bactericidas (biocidas) los mismos que ayudan a

eliminar colonias de bacterias que son las productoras directas de sulfuros y gases

sulfhídricos que son altamente corrosivos.

Se realiza el control del tratamiento con biocida, realizando cultivos de bacterias

sulforeductoras, se tiene como norma en el campo un máximo permitido de 100

colonias por mililitro, el cultivo se lo realiza periódicamente antes y después de realizar

el tratamiento con biocida.

De acuerdo al programa de envió de chanchos o Pig, a través de oleoductos tanto de

Villano B a Villano A, Villano A a CPF o de CPF a Baeza, tras en pig se adiciona un

batch de biocida. Al arribo del pig se toma muestras del agua para realizar cultivos de

bacterias sulforeductoras y análisis de cuantificación de hierro, para ver el resultado del

tratamiento.

144

Tratamiento Biocida

El tratamiento biocida se realiza mensualmente tanto en Villano como en CPF para

mantener todo el proceso libre de bacterias que podrían afectar los tratamientos

químicos que se realizan en todo el sistema, a continuación se detalla la dosificación

general que se realiza.

Tabla # 17: Tratamiento biocida en Villano y CPF

Mes Producto

(gal)

Villano A

(gal)

Pig VA-CPF

(gal)

Taladro

(gal)

CPF

(gal)

Julio Bac 93 150

Agosto Bac 93 40

Agosto Bac 98 40 50

Septiembre Bac 93 60 20 48

Septiembre Bac 98 90 100

Octubre Bac 93 202

Octubre Bac 98 410



Tratamiento anticorrosivo en la compañía AGIP oil Ecuador B.V.

Para el tratamiento anticorrosivo se utilizan un promedio de 1200 galones de IC-860

mensualmente, desglosados en la siguiente manera entre 70 y 80 galones en CPF, entre

700 y 800 galones en Villano A y entre 400 y 450 galones en Villano B, para dar una

concentración global de entre 8 y 10 ppm.

145

Análisis de los hierros

Tabla # 18: Concentración de hierros en el proceso de CPF


Sitio (CPF) Fe, ppm Fe, ppm Fe, ppm Fe, ppm

Tanque B agua 0.64 0.41 0.40 0.40

Tanque A oil 0.46 0.34 0.55 0.65

Tanque B oil 0.75 0.97 0.50 0.60

Tanque C oil 2.54 3.81 2.33 2.33

FWKO 0.54 0.48 0.42 0.46

Intercambiador 0.45 0.48 0.34 0.32

Mix agua 0.41 0.46 0.56 0.44

HT A 0.36 0.31 0.36 0.40

HT B 0.30 0.30 0.63 0.63

HT C 0.27 0.38 0.58 0.31

HT D 0.41 0.34 0.58 0.58

HT E 0.48 0.41 0.57 0.43

WIP 0.41 0.49 0.45 0.40

Ingreso VA a CPF 0.56 0.32 0.40 0.33



146

Tabla # 19: Concentración de hierros en el proceso de Villano


Sitio (Villano A) Fe, ppm Fe, ppm Fe, ppm Fe, ppm

Tanque A agua 0.62 0.23 0.56 0.43

Tanque B agua 0.84 0.28 0.52 0.51

Tanque oil 2.18 0.34 0.48 0.45

FWKO A 0.76 0.8 0.87 0.82

FWKO B 0.84 0.43 0.9 0.77

WIP 0.34 0.17 0.39 0.35

Flow line VB a VA 0.22 0.2 0.5 0.26

Flow line VA a CPF 0.1 0.43 0.38



7.5.4. Escala

Debido a las características del agua del campo Villano especialmente la salinidad que

es muy baja a comparación del agua de formación de otros campos, se tiene un mínimo

de problemas en el sistema en general únicamente se lleva un control en el área de los

tratadores térmicos que debido a las altas temperaturas de trabajo puede ayudar al

deposito de dichas sales y a su consecuente formación de escala.

Se utiliza un programa de dosificación de químico antiescala el cual ayuda a mantener

las sales en solución especialmente en tuberías y equipos que manejan únicamente agua.

El control del tratamiento se lo realiza haciendo un análisis de residual de fosfonatos,

que es el componente principal de los químicos antiescalas, este producto es el que

147

permite mantener en suspensión los iones y evitar la precipitación de las sales que

forman la escala.

La inyección se la realiza en Villano A, en la salida de los pozos, y en CPF al fluido de

ingreso al CPF.

Como parte del programa de mantenimiento se realiza la inspección anual de los tubos

de fuego, en los tratadores térmicos, para verificar la presencia o no de escala, por ser

un lugar de más alta temperatura del sistema, de esta manera se puede regular la

concentración de químico o su efectividad.

Tratamiento antiescala de la compañía AGIP oil Ecuador B.V.

Para este tratamiento se utilizan mensualmente en un promedio de entre 600 y 700

galones de inhibidor de incrustación IS-3607 con una concentración promedio de entre

9 y 12 ppm, la inyección del producto se la realiza en la locación de Villano A.

Tabla # 20: Análisis del residual de fosfonatos


Locación ABS .ppm ABS .ppm ABS .ppm ABS .ppm

FWKO A 0.286 7.2 0.358 10.3 0.286 7.2 0.296 7.8

FWKO B 0.279 6.9 0.367 10.7 0.275 6.8 0.267 6.4

WIP Villano A 0.288 7.3 0.190 3.1 0.294 7.6 0.254 5.8

Salida V A – CPF 0.276 6.8 0.231 4.9 0.283 7.1 0.270 6.5

Ingreso a CPF 0.943 35.7 0.208 3.9 0.268 6.5 0.231 4.9



148

7.5.5. Costos del tratamiento químico en AGIP oil Ecuador B.V.

Tabla # 21: Costo del mes de julio del 2006 de Quimipac

Químico Precio USD con IVA

Consumo Gls/mes

USD mensual

USD/1000 barriles PPM

PT-2607 9,18 2.551 23.418,18 5,87 15,2 IC-860 6,16 1.209 7.447,44 2,26 8,8 IS-3607 5,49 779 4.276,71 1,30 12,3 BAC-93 10,08 150 1.512,00 0,46 1,09

Fuente: Quimipac


Tabla # 22: Costo del mes de octubre del 2006 de Quimipac

Químico Precio USD

con IVA

Consumo

Gls/mes

USD

mensual

USD/1000

barriles PPM

PT-3607 9,18 2.144 19.681,92 4,74 12,3

IC-860 6,16 1.462 9.005,92 2,60 10,0

IS-3607 5,49 653 3.584,97 1,03 9,4

BAC-93 10,08 202 2.036,16 0,59 1,4

BAC-98 12,32 410 5.051,20 1,46 2,81

Fuente: Quimipac


149

Tabla # 23: Costo del mes de septiembre del 2006 de Baker Petrolite

Químico Consumo Gls/mes Costo USD /Gls Subtotal USD

DMO-14512 0 10,06 0,00

DMO-14512 0 10,06 0,00

F-46 0 18,00 0,00

CRW-9045 0 6,79 0,00

XC-408W 23 11,59 266,57

XC-107W 134 11,59 1.553,06

SCW-14322 2.582,6 7,62 19.679,41

Fuente: Baker Petrolite


Tabla # 24: Costo del mes de octubre del 2006 de Baker Petrolite

Químico Consumo Gls/mes Costo USD /Gls Subtotal USD

DMO-14512 0 10,06 0,00

DMO-14512 0 10,06 0,00

F-46 5 18,00 90,00

CRW-9045 0 6,79 0,00

XC-408W 0 11,59 0,00

XC-107W 65 11,59 753,35

SCW-14322 2.747,7 7,62 20.937,47

Fuente: Baker Petrolite


150

7.5.6. Guía de químicos utilizados por la compañía AGIP oil Ecuador B.V.

Tabla # 25: Guía de químicos de la compañía Quimipac y Baker Petrolite

Químico Quimipac Baker Petrolite

Inhibidor de incrustación IS-3607 SCW-14322

DMO-14512

DMO-14512 Desemulsificante PT-2607

F-46

Anticorrosivo IC-860 CRW-9045

BAC-93 XC-408W Biocida BAC-98 XC-107W



151

CAPÌTULO VIII

8. Conclusiones y recomendaciones

8.1. Conclusiones

• Para realizar una correcta dosificación de los químicos en plantas de

deshidratación es necesario tomar en cuenta el historial del tratamiento químico

que se viene realizando en los últimos meses anteriores para tener una

evaluación posterior al tratamiento químico dado.

• Un tratamiento periódico biocida tipo bache usado para el envió del pig, seria

una manera fácil y rápida de mantener controlado el problema de corrosión y

bacterias que se presentan dentro de los oleoductos de transporte de crudo y

agua.

• De acuerdo al estudio realizado en este trabajo se pudo observar que las

correctas dosificaciones dentro de los procesos que realiza la compañía

Quimipac para la compañía AGIP oil Ecuador B.V. nos conllevan a la obtención

de un producto dentro de las especificaciones (corrosión, escala y menor al 1 %

de BS&W) para la comercialización, así como ajustarse al tiempo de vida útil de

los equipos y herramientas del sistema que trabajan en todos los procesos.

• La dosificación de químicos desemulsificantes tanto como en Villano como en

CPF debe ser la adecuada y constante ya que esto influye directamente en la

buena separación del agua del crudo obteniendo un crudo listo para la

comercialización y un agua apropiada para la reinyección.

• El procedimiento de selección de un químico en cualquier actividad petrolera es

la parte mas esencial de todo proceso involucrado con tratamiento químico, es

decir, que los factores que se van a tomar en cuenta para esta selección deben ser

152

los óptimos y apropiados para que en el futuro no se tenga inconveniente alguno

por malas decisiones.

8.2. Recomendaciones

• Para el tratamiento de deshidratación dentro de los FWKO (Free Water

Knockout) es recomendable revisar la dosificación de químico desemulsificante

para conseguir optimizar el rompimiento de las emulsiones antes de continuar

con el siguiente proceso.

• Se recomienda la automatización de los equipos para la aplicación de las

dosificaciones recomendadas por las empresas encargadas de los tratamientos

químicos, para minimizar el error humano que se pueda dar.

• Dentro del proceso de deshidratación se a observado que en el agua de

reinyección existe la formación de nata (emulsión de petróleo en agua), por lo

que es recomendable que optimice el proceso de desemulsificación y se de un

uso constante de los equipos de desnatado antes de proseguir con el proceso de

reinyección del agua.

• Es muy importante la recomendación de que los técnicos encargados de las

dosificaciones de químicos sigan con la política de estudiar mejores

dosificaciones y variaciones de químicos a fin de obtener mejores resultados y

bajar costos.

153

8.3. Glosario de términos usados

ABS: Absoluto.

Ánodo: Electrodo donde ocurre la oxidación en una celda electroquímica.

Los electrones fluyen lejos del ánodo en el circuito eléctrico. La

corrosión usualmente ocurre y los iones metálicos entran a la

solución desde el ánodo.

Ánodo Galvánico: Un metal que se sacrifica para brindarle protección a un metal

más noble que él cuando se los acopla eléctricamente en un

electrolito. Este tipo de ánodo es la fuente de electrones en uno de

los tipos de protección catódica (protección catódica por ánodos

de sacrificio).

APB: Bacterias productoras de acido.

BAPD: Barriles de agua por día.

BFPD: Barriles de fluido por día.

BS&W: Porcentaje de agua y sedimentos.

Casing: Tubería de revestimiento.

Coalescencia: Propiedad de las cosas de unirse o fundirse.

Corrosión: El deterioro de un metal, normalmente un metal, que resulta de la

acción del mismo con el ambiente.

CPF: Facilidades de producción centrales.

Electrolito: Una sustancia química que contiene iones que migran bajo la

acción de un campo eléctrico. (Para este curso, el electrolito se

refiere al suelo o líquido, que incluye humedad y otros

154

compuestos químicos, próximos y en contacto con un sistema de

cañerías enterradas o sumergidas).

Emulsión: Dispersión de un líquido en otro no miscible con él.

Epoxico: Tipo de resina formada por reacción de un poliol aromático o

alifático (como el bisfenol) con epiclorhidrina y caracterizado por

la presencia de grupos reactivos oxiranos.

°F: Grados Fahrenheit.

Flow line: Línea de fluido.

Fwko: Free Water Knockout.

GPD: Galones por día.

Gypsum: Yeso

Ion: Átomo o agrupación de átomos que por pérdida o ganancia de

uno o más electrones adquiere carga eléctrica.

LACT UNIT: Unidades de transferencia y custodia.

MIC: Corrosión inducida por microorganismos.

Mitigar: Moderar, aplacar, disminuir o suavizar algo riguroso o áspero.

MPY: Mili pulgadas por año.

MW: Megavatios.

OCP: Oleoducto de crudos pesados.

Oxidación: Pérdida de uno o más electrones en un átomo o en una molécula,

que pasa a ser un Ion positivo. Toda vez que un átomo o una

molécula ceden electrones, ocurre una reacción de oxidación. El

átomo o molécula reducen entonces su carga negativa.

Pig: Chanchos o raspadores de tubería.

155

pH: Índice que expresa el grado de acidez o alcalinidad de una

disolución.

Polarización: La modificación en el potencial a circuito abierto como resultado

de la circulación de corriente a través de la interfase

electrodo/electrolito.

Ppm: Partes por millón.

PSI: Libras por pulgada cuadrada.

Puntos muertos: Puntos donde permanece sin movimiento los fluidos.

Reología: Estudio de los principios físicos que regulan el movimiento de los

fluidos.

SAD: Diferencia de Afinidad del Surfactante

Salmuera: Agua cargada de sal.

Solubilizadores: Cualidad de una sustancia de poder disolver a otra sustancia.

SRB: Bacterias sulforeductoras.

Surfactantes: Sustancia que reduce la tensión superficial de un líquido.

Tubing: Tubería de producción.

Vessels: Recipientes.

Voltaje : Fuerza Electromotriz de una diferencia en potencial de dos

electrodos, expresada en Voltios.

156

8.4. Bibliografía general

• Baker Petrolite, Resolviendo problemas de campos petroleros, 1996.

• Becher P., Emulsions: Theory and Practice, Ed. 2, R. Krieger, New York, 1977.

• Burris D.R., “Petroleum Engineer”, Dual polarity oil dehydration, 1977.

• Dávila A., “Floculación de los asfaltenos”, Tesis de pregrado Laboratorio FIRP,

1997.

• Endean, J. Howard, Oil field corrosion detection and control handbook, 2002.

• Endean, J. Howard, Oil field corrosion and mitigation, 2002.

• Enciclopedia Cultural Uteha. • Enciclopedia Británica.

• Goldszal, A., Bourrel M., “Demulsification of Crude Oil Emulsions” Correlation

to Microemulsion Phase Behavior, 2000.

• Helbert H. Uhlig, Corrosion handbook, 2002.

• Hirato T., Koyama K., Tanaka T., Awakura Y., Majima H., Demulsification of

Water in Oil Emulsion by an Electrostatic Coalescence Methodology, 1991.

• K. Lathrop, R. Draper, C.Slack, “The Villano Project”, Atlantic Richfield

Company, 1999.

• Loyd, Jones, Corrosion and water technology for petroleum producers.

• Norma ASTM G 170, Guía para Evaluar y Calificar Inhibidores de Corrosión de

Campos Petroleros y Refinerías en el Laboratorio, 2001.

• Papavinasam, Sankara, “Natural Resources Canada, de Ottawa, Ontario,

Canadá” laboratorio CANMET Materials Technology Laboratory.

• Quimipac, Corrosion control and prevention.

• Salager J.L., “Handbook of Detergents”, Microemulsions, 1999.

157

• Salager J.L., “Modulo de Enseñanza en Fenómenos Interfaciales”,

Deshidratación de crudo, Cuaderno FIRP 353, Universidad de los Andes,

Mérida, Venezuela, 1987.

• Salager J.L., (Revista), Técnica Intevep, 1987.

• Sidney H. Avner, Introducción A La Metalúrgica Física.

• Staiss F., R. Bohm and R. Kupfer, “SPE Production Engineering”, Improved

Demulsifier Chemistry: A novel approach in the Dehydration of crude oil, Vol.

6.

• Stewart, Maurice, Tratamiento de emulsiones, 1993.

• University of Texas, 1990.

• Vinueza, Carlos, Deshidratación de crudos pesados en el campo villano, 2001.

158

8.5. Citas bibliográficas

1. Burris D.R., “Petroleum Engineer”, Dual polarity oil dehydration, 1977.

2. Hirato T., Koyama K., Tanaka T., Awakura Y., Majima H., Demulsification of

Water in Oil Emulsion by an Electrostatic Coalescence Methodology, 1991.

3. Salager J.L., (Revista), Técnica Intevep, 1987.

4. Salager J.L., “Handbook of Detergents”, Microemulsions, 1999.

5. Salager J.L., “Modulo de Enseñanza en Fenómenos Interfaciales”,

Deshidratación de crudo, Cuaderno FIRP 353, Universidad de los Andes,

Mérida, Venezuela, 1987.

6. University of Texas, 1990.

7. Baker Petrolite, Resolviendo problemas de campos petroleros, 1996.

8. Helbert H. Uhlig, Corrosion handbook, 2002.

9. Sidney H. Avner, Introducción A La Metalúrgica Física.

10. Enciclopedia Cultural Uteha. 11. Enciclopedia Británica. 12. Enciclopedia Cultural Uteha. 13. Loyd, Jones, Corrosion and water technology for petroleum producers.

14. Loyd, Jones, Corrosion and water technology for petroleum producers.

15. Quimipac, Corrosion control and prevention.

16. Sidney H. Avner, Introducción A La Metalúrgica Física.



19. Papavinasam, Sankara, “Natural Resources Canada, de Ottawa, Ontario,

Canadá” laboratorio CANMET Materials Technology Laboratory.

159

20. Norma ASTM G 170, Guía para Evaluar y Calificar Inhibidores de Corrosión de

Campos Petroleros y Refinerías en el Laboratorio, 2001.

160

8.6. Anexos

Anexo # 1: Análisis físico-químico de los pozos de Villano

ANÁLISIS FÍSICO QUÍMICOS septiembre de 2006

WELL pH bs&w ALCALINIDAD DUREZA TOTAL

DUREZA CALCICA DUREZA MAGNESICA CLORUROS HIERRO 2+ SULFATOS CO2 en gas H2S en gas

% mg/l HCO3 mg/l CaCO3 mg/l CaCO3 mg/l CaCO3 mg/l Cl - mg/l Fe 2+ mg/l SO4 2- % .ppm

VILLANO A2 88,8 480 230 200 30 400 1,65 20 3 110 VILLANO A3 61 300 400 360 40 1210 0,35 22 3 50 VILLANO A4 84,5 200 250 230 20 580 0,42 14 5 70

VILLANO A5 86 390 290 260 30 590 0,5 16 4 90 VILLANO A6 78,5 3 100 VILLANO A7 31,5 270 320 300 20 2030 0,31 19 3 60 VILLANO A8 87 4 70 VILLANO A10 81 VILLANO A11 94 VILLANO A13 75,4 220 300 250 50 800 0,46 19 4 60 VILLANO A14 89,4 280 230 220 10 560 1,18 38 3 150

FWKO A 4 55 FWKO B 3 50

161

Anexo # 2: Resistividad de metales

Resistividad Típica de Algunos Materiales Comunes

Material Resistividad (Ω-cm)

Aluminio 2.69 x 10–6

Carbón 3.50 x 10–3

Cobre 1.72 x 10–6

Hierro 9.80 x 10–6

Acero 18.0 x 10–6

Plomo 2.20 x 10–5

Magnesio 4.46 x 10–6

Zinc 5.75 x 10–6

Hielo 5.75 x 108

Goma 7.20 x 1016

Agua (corriente) 3.00 x 103

Agua (de mar) 3.00 x 101

Suelos (varios) 1.00 x 102 a 5 x 105

162

Anexo # 3: Corrosión galvánica

163

Anexo # 4: Cupones corrosivos

164

Anexo # 5: Datos de cupones

AGIP OIL ECUADORVILLANO PROCESS FACILITIES

CUPONES DE CORROSION Ene. 2005

UBICACION SERIE L. CUPON PESO INICIAL PESO FINAL DIFERENCIA AREA FECHA FECHA TIEMPO EXP. MPYcm g g g pulg2 INSTALAC. RETIRO. dias

LANZADOR DE LA LINEA DE FLUJO PC 014 7,3 36,7939 36,536 0,2579 3,6162 30-Jan-05 14-Feb-06 380 0,53PC 015 7,3 36,8458 36,799 0,0468 3,6162 30-Jan-05 14-Feb-06 380 0,10

SUCCION FLOW LINE PUMP TREN "B' PC 012 7,3 36,5012 36,126 0,3752 3,6162 30-Jan-05 13-Feb-06 379 0,78PC 013 7,3 37,0430 36,811 0,232 3,6162 30-Jan-05 13-Feb-06 379 0,48

SUCCION FLOW LINE PUMP TREN "A' PC 010 7,3 37,0648 36,875 0,1898 3,6162 30-Jan-05 13-Feb-06 379 0,39PC 011 7,3 37,1033 36,955 0,1483 3,6162 30-Jan-05 13-Feb-06 379 0,31

MANIFOLD VILLANO WELL V-5 PC 092 7,3 37,0139 36,812 0,2019 3,6162 30-Jan-05 13-Feb-06 379 0,42PC 093 7,3 37,1169 36,785 0,3319 3,6162 30-Jan-05 13-Feb-06 379 0,69

MANIFOLD VILLANO WELL V-2 PC 094 7,3 37,2471 36,922 0,3251 3,6162 30-Jan-05 13-Feb-06 379 0,67PC 095 7,3 36,7773 36,585 0,1923 3,6162 30-Jan-05 13-Feb-06 379 0,40

MANIFOLD VILLANO WELL V-3 OV 933 7,3 36,9529 36,611 0,3419 3,6162 30-Jan-05 13-Feb-06 379 0,71OV 915 7,3 36,3432 36,015 0,3282 3,6162 30-Jan-05 13-Feb-06 379 0,68

OBSERVACIONES: Los cupones se encontrarón sin ningún tipo de picadura, depósito de sólidos, parafina o escala, ni deformados.

165

Anexo # 6: Batch de biocidas realizados en el bloque 10 AGIP OIL ECUADOR

BATCH DE BIOCIDAS REALIZADOS EN EL BLOQUE 10 AGIP OIL ECUADOR

FECHA PRODUCTOGal ppm Gal ppm Gal ppm Gal ppm Gal ppm Gal ppm Gal ppm Gal ppm Gal ppm Gal ppm Gal ppm Gal ppm

12-Feb-06 BAC 98 40 40 4020-Feb-06 BAC 98 10 1005-Mar-06 BAC 93 15 1012-Mar-06 BAC 93 40 40 4013-Mar-06 BAC 98 15 1021-Mar-06 BAC 93 10 1030-Mar-06 BAC 93 10 1007-Abr-06 BAC 98 30 50 5009-Abr-06 BAC 98 10 1017-Abr-06 BAC 93 10 1029-Abr-06 BAC 98 60 60 6012-May-06 BAC-93 10 1028-May-06 BAC-93 40 40 4008-Jul-06 BAC-93 30 30 30 3031-Jul-06 BAC-93 3003-Ago-06 BAC-93 4016-Ago-06 BAC-98 4004-Sep-06 BAC-98 4013-Sep-06 BAC-98 3022-Sep-06 BAC-98 20 20 3023-Sep-06 BAC-93 30 2025-Sep-06 BAC-98 5004-Oct-06 BAC-98 30 4009-Oct-06 BAC-93 20 2006-Nov-06 BAC-93 4019-Nov-06 BAC-98 25 2524-Nov-06 BAC-98 40

Cambio de fluidoTK WATER B PROCESO PIG VA@ CPF PIG VB@ VAC P F VILLANO A Villano B

TK OIL A TK OIL B TK OIL C TK WATER A Proceso CPF TK OIL TK WATER A

166

Anexo # 7: Escala

167

Anexo # 8: Análisis del residual de fosfonatos

Residual de Fosfonatos

Villano A

Locación Dosis FWKO A FWKO B WIP SALIDA A CPF ENTRADA A CPF

Fecha ppm ABS ppm ABS ppm ABS ppm ABS ppm ABS ppm

15-feb 0,526 17,6 0,327 9,0 0,545 18,4 0,378 11,2 0,202 3,6

13-mar 0,356 10,3 0,238 5,2 0,32 8,7 0,323 8,8 0,497 16,4

07-abr 0,349 10,0 0,246 5,5 0,346 9,8 0,204 3,7 1,148 44,5

24-abr 0,445 14,1 0,38 11,3 0,59 20,4 0,3 7,8 0,27 6,5

27-may 0,64 22,5 0,97 36,8 0,332 9,2 0,4 12,2 0,29 7,4

28-jun 0,298 7,8 0,312 8,4 0,239 5,2 0,244 5,4 0,212 4,0

08-jul 0,422 13,1 0,56 19,1 0,277 6,8 0,279 6,9 1,458 57,9

31-jul 0,286 7,2 0,279 6,9 0,288 7,3 0,276 6,8 0,943 35,7

23-ago 0,358 10,3 0,367 10,7 0,19 3,1 0,231 4,9 0,208 3,9

13-sep 0,31 8,3 0,289 7,4 0,247 5,5 0,234 5,0 0,214 4,1

29-sep 0,286 7,2 0,275 6,8 0,294 7,6 0,283 7,1 0,268 6,5

19-oct 0,298 7,8 0,267 6,4 0,254 5,8 0,27 6,5 0,231 4,9

168

Anexo # 9: Residuales de fosfonatos en Villano

ppm residual fosfonatos

0

10

20

30

40

50

60

70

15-feb 13-mar 07-abr 24-abr 27-may 28-jun 08-jul 31-jul 23-ago 13-sep 29-sep 19-oct

ppm

FWKO AFWKO Bin CPFWip V-A

169

Anexo # 10: Pig Launching Program 2006

Agip Oil Ecuador 2006

PROGRAMMEDDATE PIG TYPE FROM FLUJO TO DAY HOUR PRESSURE CHEMICAL DAY HOUR PRESSURE COMMENTS

14-Ene-06 Cups Villano B 12500 Villano A 14-Ene-06 230 40 gls XC-408 14-Ene-06 185 3 LBS DE ARENA, PIG SIN NOVEDAD.15-Ene-06 Discos 15 1/2" CPF 26000 Sarayacu 15-Ene-06 8:35 1350 17gls XC-107 17-Ene-06 13:25 275 PIG EN BUENES CONDICIONES, 1er viaje. 8Lbs de PARAFINA17-Ene-06 Discos 15 1/2" Sarayacu 39580 Baeza 17-Ene-06 18:00 1750 18-Ene-06 9:15 720 PIG CON 4 COPAS DAÑADAS, 3 LBS DE PARAFINA.30-Ene-06 Cups Villano A 74500 CPF 30-Ene-06 8:40 1660 50 gls XC-107 30-Ene-06 15:28 220 SIN NOVEDADES.15-Feb-06 Cups Villano B 12500 Villano A 15-Feb-06 10:50 350 50 gls XC-408 15-Feb-06 14:25 170 2 LBS DE ARENA. SIN NOVEDAD16-Feb-06 Discos 15 1/2" CPF 24000 Sarayacu 16-Feb-06 6:00 1350 10gls XC-408 18-Feb-06 11:52 80 15 LBS DE PARAFINA EL PIG SIN NOVEDAD.18-Feb-06 Discos 15 1/2" Sarayacu 39580 Baeza 18-Feb-06 18:30 1733 19-Feb-06 15:45 565 5 LBS DE PARAFINA SIN NOVEDAD.02-Mar-06 Cups Villano A 73500 CPF 02-Mar-06 8:20 1735 50 gls XC-408 02-Mar-06 15:08 212 SIN NOVEDADES.18-Mar-06 Cups Villano B 12450 Villano A 18-Mar-06 10:38 330 40 gls XC-408 18-Mar-06 12:45 150 2 LBS DE ARENA. SIN NOVEDAD27-Mar-06 Discos 15 1/2" CPF 25000 Sarayacu 27-Mar-06 2:00 1350 30gls XC-107 29-Mar-06 12:20 125 SIN NOVEDADES.29-Mar-06 Discos 15 1/2" Sarayacu 41000 Baeza 29-Mar-06 18:05 1855 30-Mar-06 8:47 642 SIN NOVEDADES.07-Abr-06 Cups Villano A 76200 CPF 07-Abr-06 9:18 1600 40 gls XC-107 07-Abr-06 15:50 240 SIN NOVEDADES.21-Abr-06 Cups Villano B 12300 Villano A 21-Abr-06 11:05 245 30 GLS xc-408 21-Abr-06 15:00 156 5 LBS DE ARENASIN NOVEDADES.08-May-06 Discos 15 1/2" CPF 24000 Sarayacu 08-May-06 2:00 1420 25 Gls XC-107 10-May-06 14:04 135 93 LBS DE PARAFINA, SIN NOVEDAD 10-May-06 Discos 15 1/2" Sarayacu 39000 Baeza 10-May-06 18:06 1932 11-May-06 9:15 700 SIN NOVEDADES.11-May-06 Cups Villano A 76500 CPF 11-May-06 8:40 1650 40 GLS XC-408 11-May-06 15:08 225 SIN NOVEDADES.26-May-06 Cups Villano B 12000 Villano A 26-May-06 15:00 250 30 GLS XC-408 26-May-06 19:10 122 40 LBS DE ARENA , SIN NOVEDAD20-Jun-06 Cups Villano A 76600 CPF 20-Jun-06 9:00 1530 50 gls XC-107 20-Jun-06 15:30 230 SIN NOVEDADES.

22-Jun-06 Discos 15 1/2" CPF 21600 Sarayacu 22-Jun-06 0:00 1350 15 Gls XC-408 24-Jun-06 13:35 80 80 LBS DE PARAFINA. NO SE ENVIA A BAEZA, SE LO CONSIDERO DAÑADO.

30-Jun-06 Discos 15 1/2" CPF 22100 Sarayacu 30-Jun-06 0:00 1420 02-Jul-06 15:00 93 30 LBS DE PARAFINA, SIN NOVEDAD 02-Jul-06 Discos 15 1/2" Sarayacu 37000 Baeza 02-Jul-06 18:00 1882 03-Jul-06 11:45 725 10 LBS DE PARAFINA , SIN NOVEDADES.08-Jul-06 Cups Villano B 12300 Villano A 08-Jul-06 10:55 300 50 GLS XC-408 08-Jul-06 14:25 110 10 LBS DE ARENA , SIN NOVEDAD22-Jul-06 Cups Villano B 13300 Villano A 22-Jul-06 14:00 290 32 GLS XC-408 22-Jul-06 17:05 90 10 LBS DE ARENA , SIN NOVEDAD03-Ago-06 Cups Villano A 72000 CPF 03-Ago-06 7:58 1489 401 Gls BAC - 93 03-Ago-06 16:40 200 SIN NOVEDADES.22-Ago-06 Discos 15 1/2" CPF 21500 Sarayacu 22-Ago-06 0:00 1360 22 Gls XC-408 24-Ago-06 14:50 95 35 LBS DE PARAFINA, SIN NOVEDAD 24-Ago-06 Discos 15 1/2" Sarayacu 40000 Baeza 24-Ago-06 18:00 1850 25-Ago-06 8:15 760 25 LBS DE PARAFINA , SIN NOVEDADES.25-Ago-06 Cups Villano B 13100 Villano A 25-Ago-06 9:30 244 40 GLS XC-408 25-Ago-06 13:30 75 25 LBS DE ARENA , SIN NOVEDAD05-Sep-06 Cups Villano A 76500 CPF 05-Sep-06 7:45 1600 40 Gls BAC - 98 05-Sep-06 14:10 170 SIN NOVEDADES.22-Sep-06 Discos 15 1/2" CPF 22500 Sarayacu 22-Sep-06 22:00 1380 10 Gls Bac-98 25-Sep-06 12:30 740 20 LBS DE PARAFINA, SIN NOVEDAD 25-Sep-06 Discos 15 1/2" Sarayacu 39000 Baeza 25-Sep-06 18:00 1871 26-Sep-06 9:27 755 10 LBS DE PARAFINA , SIN NOVEDADES.23-Sep-06 Cups Villano B 13100 Villano A 23-Sep-06 15:00 244 40 GLS BAC-98 23-Sep-06 17:35 78 0 LBS DE ARENA , SIN NOVEDAD05-Oct-06 Cups Villano A 77500 CPF 05-Oct-06 8:50 1500 40 Gls BAC - 98 05-Oct-06 14:10 170 SIN NOVEDADES.22-Oct-06 Cups Villano B 13200 Villano A 22-Oct-06 10:35 215 40 GLS BAC-98 22-Oct-06 13:45 75 2 LBS DE ARENA , SIN NOVEDAD23-Oct-06 Discos 15 1/2" CPF 22500 Sarayacu 23-Oct-06 20:30 1380 15 Gls Bac-93 26-Oct-06 1:30 87 20 LBS DE PARAFINA, SIN NOVEDAD 27-Oct-06 Discos 15 1/2" Sarayacu 39000 Baeza 27-Oct-06 9:10 1870 27-Oct-06 23:15 759 12 LBS DE PARAFINA , SIN NOVEDADES.06-Nov-06 Cups Villano A 77500 CPF 06-Nov-06 8:30 1517 40 Gls BAC - 93 06-Nov-06 14:50 180 SIN NOVEDADES.24-Nov-06 Cups Villano B 14200 Villano A 24-Nov-06 10:40 310 40 GLS BAC-98 24-Nov-06 14:20 74 2 LBS DE ARENA , SIN NOVEDAD23-Nov-06 Discos 15 1/2" CPF 23500 Sarayacu 23-Nov-06 20:45 1287 10 Gls Bac-93 26-Nov-06 1:00 87 15 LBS DE PARAFINA, SIN NOVEDAD 26-Nov-06 Discos 15 1/2" Sarayacu 39000 Baeza 26-Nov-06 18H00 1869 27-Nov-06 9:10 705 10 LBS DE PARAFINA , SIN NOVEDADES.08-Dic-06 Cups Villano A 78000 CPF 08-Dic-06 10H30 1620 50 Gls Bac-93 08-Dic-06 16H35 235 SIN NOVEDADES.

VILLANO B - VILLANO A, CADA 31 DIAS LOS PIGS DEBEN SER SIEMPRE NUEVOS EN TODOS LOS LANZAMIENTOSVILLANO A - CPF, CADA 31 DIAS EL CRONOGRAMA DEBERÁ SER CUMPLIDO EN CONDICIONES NORMALES DE OPERACIÓN.

LAUNCHING DATE ARRIVING DATE

170

Anexo # 11: Volúmenes de agua tratada y concentración de SCW-14322

MES : Octubre 2006Days : 31

VOLUMENES DE AGUA TRATADA Y CONCENTRACION DE SCW-14322BAPD VILLANO A CPF CPFTOTAL BAPD inyect. BAPD Calcul. BAPD Inyect. V-A CPF V- A Vol. Calcul. Vol.Inyect.

01-Oct-06 22.268,77 113.240 52.945 60.295 54.482 83,8 0,0 33,1 36,602-Oct-06 22.768,89 113.297 53.095 60.202 55.239 92,2 0,0 36,5 39,703-Oct-06 22.338,45 113.174 52.564 60.610 53.654 96,4 0,0 37,9 42,804-Oct-06 22.537,21 115.191 50.682 64.509 53.969 88,0 0,0 32,5 38,805-Oct-06 22.378,15 113.026 52.417 60.609 54.345 99,8 0,0 39,2 43,706-Oct-06 22.074,33 113.231 52.352 60.879 54.745 94,8 0,0 37,1 41,207-Oct-06 22.036,92 113.005 52.911 60.094 54.623 88,8 0,0 35,2 38,708-Oct-06 22.083,38 113.557 52.203 61.354 54.551 93,1 0,0 36,1 40,609-Oct-06 22.032,41 113.342 51.861 61.481 54.322 97,3 0,0 37,7 42,610-Oct-06 22.467,03 113.347 51.853 61.494 54.358 90,5 0,0 35,0 39,611-Oct-06 22.059,35 112.959 52.075 60.884 56.700 91,4 0,0 35,7 38,412-Oct-06 22.482,85 113.296 51.704 61.592 55.114 88,0 0,0 34,0 38,013-Oct-06 21.993,33 112.816 53.365 59.451 51.921 85,4 0,0 34,2 39,214-Oct-06 22.103,35 113.060 53.056 60.004 49.710 53,5 0,0 21,2 25,615-Oct-06 21.121,08 110.783 51.839 58.944 52.223 103,2 0,0 41,7 47,016-Oct-06 21.858,08 110.331 52.983 57.348 51.189 85,4 0,0 35,5 39,717-Oct-06 21.797,40 109.469 53.454 56.015 52.329 93,1 0,0 39,6 42,418-Oct-06 21.423,10 110.124 52.734 57.390 50.467 79,5 0,0 33,0 37,519-Oct-06 21.793,95 109.874 52.294 57.580 52.334 77,0 0,0 31,8 35,020-Oct-06 21.380,04 109.934 52.515 57.419 51.711 89,7 0,0 37,2 41,321-Oct-06 21.480,47 110.704 54.286 56.418 53.017 88,0 0,0 37,1 39,522-Oct-06 21.585,75 110.579 54.564 56.015 54.368 85,4 0,0 36,3 37,423-Oct-06 21.648,90 111.044 53.257 57.787 53.883 82,9 0,0 34,2 36,624-Oct-06 21.350,13 112.059 54.618 57.441 46.054 84,6 0,0 35,1 43,725-Oct-06 21.969,72 113.044 55.184 57.860 45.624 106,6 0,0 43,9 55,626-Oct-06 21.479,03 110.695 54.457 56.238 46.266 88,0 0,0 37,3 45,327-Oct-06 22.006,05 110.996 55.714 55.282 53.123 78,7 0,0 33,9 35,328-Oct-06 22.298,42 111.797 55.397 56.400 53.217 88,0 0,0 37,1 39,429-Oct-06 21.508,73 111.037 54.312 56.725 51.089 99,8 0,0 41,9 46,530-Oct-06 21.619,89 109.724 56.179 53.545 50.640 88,8 0,0 39,5 41,831-Oct-06 22.269,55 111.659 54.545 57.114 51.020 86,0 0,0 35,9 40,1TOTAL 680.214,71 3.470.394 1.651.415 1.818.979 1.626.287 2747,7 0,0 1116,2 1249,9

PROM. 21942 111948 53271 58677 52461 88,6 0 36,0 40,3

(ppm)en CPF referida a :

AGIP OIL ECUADOR B.V.

FECHA BOPD DOSIS DE QUIMICO(GPD)

171

Anexo # 12: Hoja de seguridad de desemulsificantes

175

Anexo # 13: Hoja de seguridad de Inhibidor de Escala

179

Anexo # 14: Hoja de seguridad de Inhibidor de Corrosión

183

Anexo # 15: Hoja de seguridad de Biocidas

tratamiento de químicos en plantas de deshidratación de crudos pesados,

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