Demulsionante vs Antiespumante en Petróleo y Gas: Mecanismos, Puntos de Aplicación y Guía de Dosificación
Los productos químicos de producción en el petróleo y el gas tienen distintos propósitos en diferentes puntos del recorrido del flujo; sin embargo, los desemulsionantes y los antiespumantes se confunden habitualmente porque ambos interactúan con las interfaces entre el petróleo, el agua y el gas. Los desemulsionantes rompen las emulsiones estables de agua en aceite para que las fases separadas puedan recuperarse en separadores y tratadores. Los antiespumantes colapsan la espuma persistente que bloquea las válvulas de elevación de gas, los compresores y los componentes internos de los separadores. Esta guía explica los mecanismos, dónde se aplica cada producto químico (separador, elevación por gas o planta de procesamiento), prácticas de dosificación, compatibilidad con otros productos químicos de producción y cómo Venus Ethoxyethers suministra desemulsionantes a base de alcoxilato y antiespumantes de silicona de Goa, India.
Por qué los demulsificantes y antiespumantes no son intercambiables
Tanto los demulsificantes como los antiespumantes son productos químicos de producción tensioactivos que se agregan en pequeñas concentraciones a las corrientes de procesos de los yacimientos petrolíferos. La similitud termina en la interfaz a la que apuntan y el problema que resuelven.
Demulsionantes desestabilizar emulsiones de agua en aceite (W/O) o de aceite en agua (O/W): dispersiones finas de gotas de salmuera en petróleo crudo (o gotas de aceite en agua producida) estabilizadas por asfaltenos, resinas, sólidos finos y tensioactivos de producción naturales. Sin demulsificación, el petróleo no puede cumplir con las especificaciones de corte de agua para oleoductos o exportaciones; El agua producida no se puede descargar ni reinyectar dentro de los límites reglamentarios.
Antiespumantes espuma de colapso: una dispersión de gas en líquido estabilizada por tensioactivos, proteínas o sólidos finos en la interfaz gas-líquido. La espuma en los separadores reduce el tiempo de retención efectivo; la espuma en los sistemas de elevación de gas bloquea las válvulas y aumenta la contrapresión; La espuma en compresores y deshidratadores de glicol provoca arrastre y daños mecánicos.
El tratamiento de una emulsión cruda estable con un antiespumante no resuelve el corte de agua. El colapso de la espuma separadora con una sobredosis de desemulsionante puede desestabilizar las emulsiones de manera impredecible. La selección química correcta requiere mapear el problema en la interfaz: petróleo-agua versus gas-líquido.
Guías relacionadas:guía de demulsificantes|guía antiespumantes|productos químicos de petróleo y gas.
Mecanismo desemulsionante: romper emulsiones aceite-agua
Las emulsiones de petróleo crudo se forman cuando el flujo turbulento a través de estranguladores, bombas y válvulas corta el agua de formación en gotas de escala micrométrica dispersas en la fase continua del petróleo. Los emulsionantes naturales (asfaltenos, ácidos nafténicos, productos químicos de producción y sólidos finos) se adsorben en la interfaz aceite-agua y crean una película interfacial rígida que resiste la coalescencia.
Los demulsificantes funcionan de la siguiente manera:
- Desplazando a los emulsionantes naturales desde la interfaz petróleo-agua: las moléculas desemulsionantes con mayor actividad interfacial compiten con las películas de asfaltenos
Los desemulsionantes comerciales suelen ser mezclas de resinas etoxiladas/propoxiladas, polioles, polímeros reticulados y, a veces, tensioactivos con bajo contenido de HLB. Ningún demulsificante funciona en todos los crudos: la química de los asfaltenos, la gravedad API, la salinidad del agua y la temperatura determinan la selección de la prueba en botella.
Mecanismo antiespumante: colapso de espuma gas-líquido
La espuma se forma cuando el gas se dispersa en un líquido con suficiente tensioactivo o estabilizador sólido en la superficie de la burbuja. En las operaciones de yacimientos petrolíferos, las fuentes de espuma incluyen:
- Inyección de elevación de gas mezclando gas con fluidos producidos.
Los antiespumantes funcionan mediante:
- Difusión en la interfaz gas-líquido— los aceites de silicona y las partículas hidrofóbicas penetran en la película de burbujas y debilitan la elasticidad de la superficie (alteración del efecto Marangoni)
Los antiespumantes de silicona (emulsiones o compuestos de polidimetilsiloxano) dominan el control de la espuma en los yacimientos petrolíferos debido a su baja tensión superficial, su inercia química a las temperaturas de producción y su eficacia a dosis de ppm. Los antiespumantes que no son de silicona (polipropilenglicol, copolímeros de bloque EO–PO) aparecen cuando está prohibido el arrastre de silicona a catalizadores o refinerías posteriores.
Ver gama de productos antiespumantes y guía de inhibidores de corrosión para compatibilidad con otros paquetes de productos químicos de producción.
Dónde se aplica cada producto químico
| Punto de aplicación | Problema | Químico | Justificación de la inyección |
|---|
Separador versus levantamiento de gas: diferentes problemas, diferentes químicos
Aplicación del separador (desemulsionante primario): Los fluidos de producción ingresan al separador a presión y velocidad reducidas. El tiempo de retención (normalmente de 3 a 10 minutos por fase) permite la separación por gravedad de gas, petróleo y agua. Cuando la emulsión es hermética (el corte de agua parece estable por debajo del 0,5 % del objetivo de BS&W), se inyecta un desemulsionante aguas arriba (boca de pozo, línea de flujo o entrada del separador) para flocular y fusionar las gotas de salmuera antes de que el petróleo salga del vertedero.
La espuma separadora (una capa de burbujas de gas en la fase de petróleo o agua) puede ocurrir cuando el gas se libera rápidamente o cuando los químicos a base de surfactantes estabilizan la interfaz. La espuma ligera en el separador puede responder al ajuste del desemulsionante (cambiando la reología interfacial), pero la espuma persistente generalmente requiere un antiespumante específico en la entrada del separador o en la almohadilla de nebulización.
Aplicación de levantamiento de gas (antiespumante primario): Los pozos de levantamiento de gas inyectan gas por el anillo o a través de mandriles para reducir la presión hidrostática y aumentar la tasa de producción. La mezcla de gas y líquido en las válvulas de elevación de gas crea una intensa espuma. La espuma estable aumenta la densidad aparente de la columna de fluido, lo que reduce la eficiencia de elevación y puede bloquear los puertos de las válvulas.
El antiespumante inyectado en el punto de inyección de elevación de gas o en el fondo del pozo (donde lo permitan los sistemas de inyección de químicos) colapsa la espuma antes de que se acumule en las válvulas. El desemulsionante no aborda la espuma gas-líquido: la aplicación del desemulsionante a un problema de formación de espuma mediante levantamiento de gas desperdicia productos químicos y puede empeorar el comportamiento de la emulsión en el separador aguas abajo.
Pautas de dosificación
Dosificación de desemulsionante: Rango típico de 5 a 50 ppm (volumen basado en el flujo de producción total), altamente específico para el crudo. La selección comienza con la prueba de la botella a temperatura de campo:
- Recoja una muestra de emulsión nueva de la entrada del separador dentro de los 30 minutos posteriores al muestreo
Una sobredosis de desemulsionante puede invertir el tipo de emulsión (O/W en lugar de W/O), aumentar el arrastre de agua en aceite o crear una capa de trapo apretada (lodo interfacial) que bloquea las partes internas del separador. La subdosificación deja un corte de agua por encima de las especificaciones de exportación.
Dosificación de antiespumante: Rango típico de 1 a 20 ppm en corrientes propensas a formar espuma, o de 10 a 100 ppm en líquido depurador recirculado. La respuesta a la dosis suele ser más rápida que la del desemulsionante: la altura de la espuma en un cilindro de prueba cae en cuestión de segundos a minutos.
| Químico | Rango de dosis típico | Tiempo de respuesta | Riesgo de sobredosis |
|---|
La optimización de la dosis requiere iteración en el campo: las pruebas de botella se aproximan, pero los gradientes de temperatura, el historial de corte y la producción combinada de múltiples pozos cambian el comportamiento en todo el sistema.
Compatibilidad con otros productos químicos de producción.
Los flujos de producción reciben múltiples inyecciones de productos químicos simultáneamente. Las fallas de compatibilidad se manifiestan como endurecimiento de la emulsión, aumento de espuma, formación de precipitados o pérdida de la eficiencia de inhibición de la corrosión.
Consideraciones de compatibilidad con desemulsionantes:
- Inhibidores de corrosión— las aminas filmógenas y las imidazolinas son tensioactivas; algunos mejoran la demulsificación, otros refuerzan la emulsión. Mezcla de prueba en relación de dosis de campo
Consideraciones de compatibilidad con antiespumantes:
- Antiespumante de silicona + desemulsionante— comúnmente coinyectados; verificar que no se forme una capa de trapo con la dosis combinada
Siempre pruebe en frasco el paquete químico completo (desemulsionante, antiespumante, inhibidor de corrosión, inhibidor de incrustaciones) a temperatura de campo antes de cambiar cualquier componente.
Agua producida y emulsión inversa.
Cuando las gotas de aceite se dispersan en la fase acuosa (emulsión O/W o emulsión inversa), los desemulsionantes solubles en aceite estándar pueden resultar ineficaces. Los desemulsionantes solubles en agua (rompedores inversos) clarifican el agua producida para su descarga al mar o reinyección. Es posible que aún se necesite un antiespumante en el recipiente de tratamiento de agua si la fuga de gas crea espuma en la superficie del agua.
Los campos Indian en alta mar y en tierra, incluidos Mumbai High, la cuenca Krishna-Godavari y la producción de Rajasthan, utilizan mezclas desemulsionantes de alcoxilato suministradas a nivel nacional para reducir el tiempo de entrega de las importaciones. Venus Ethoxyethers fabrica componentes desemulsionantes y antiespumantes para empresas de servicios petroleros que formulan mezclas específicas para el campo.
Flujo de trabajo de selección para ingenieros de campo
- Definir el problema— alto BS&W (desemulsionante), espuma en el separador o elevación de gas (antiespumante), o ambos en diferentes puntos
Notas medioambientales y de manipulación.
Los desemulsionantes y antiespumantes se utilizan en bajas concentraciones, pero se inyectan continuamente en producciones de gran volumen. Se requiere una revisión de la MSDS para determinar la toxicidad acuática, la biodegradabilidad y el cumplimiento de las descargas en alta mar cuando el agua producida se libera al mar. El arrastre de antiespumante de silicona en el agua producida puede afectar el control de las descargas; la minimización de la dosis es un objetivo tanto económico como medioambiental.
Guarde los productos químicos de producción en recipientes sellados lejos del calor extremo. Las emulsiones antiespumantes de silicona pueden formar crema si se almacenan durante mucho tiempo; agítelas antes de usarlas. Las mezclas desemulsionantes que contienen solventes pueden requerir equipos de bombeo a prueba de llamas.
Venus Ethoxyethers suministro de productos químicos para yacimientos petrolíferos desde India
Venus Ethoxyethers fabrica productos intermedios etoxilados y propoxilados utilizados en formulaciones desemulsionantes, además de antiespumantes de silicona y sin silicona para el procesamiento de petróleo y gas, desde instalaciones de alcoxilación en Goa, India. Las empresas de servicios y los mezcladores de productos químicos se benefician del suministro local de componentes básicos de tensioactivos, documentación COA coherente y soporte técnico para el análisis de pruebas de botellas.
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