Control de flujo

El control de flujo lidia con un enfoque rentable para producir y transportar fluidos desde el depósito hasta las instalaciones de procesamiento. Durante la producción y el transporte de petróleo crudo, el conocimiento de las propiedades del fluido y las condiciones operativas son fundamentales para evitar la formación y deposición de sustancias sólidas no deseadas (por ejemplo, hidratos, ceras, asfaltenos y costras). En casos de temperaturas y presiones extremas, es posible que los hidratos de gas metano se cristalicen o que los asfaltenos se precipiten en el oleoducto. Si no se controlan adecuadamente, los cristales de hidratos, el asfalteno o las partículas de cera pueden precipitarse y aglomerarse hasta el punto de atascar el oleoducto. La eliminación de un tapón de hidrato o asfalteno en un oleoducto submarino puede resultar muy costosa y peligrosa.

Cada vez son más los retos que presenta el control de flujo debido a la transición de reservas petroleras convencionales a campos petroleros maduros. A medida que maduran los campos petrolíferos, aumenta la fracción en agua. En algunos casos, los operarios inyectan agua en los campos petrolíferos maduros para mejorar la extracción de petróleo. Las emulsiones de agua en petróleo crudo complican aún más las estrategias de control de flujo. La presencia de agua por formación o inyección, junto con carbonato cálcico, puede provocar el escalado bajo unas condiciones determinadas. El escalado de carbonato cálcico puede bloquear el oleoducto y seguir ensuciando el equipo de producción, de modo que los campos petrolíferos maduros pierden rentabilidad. La mayoría de los inhibidores antiaglomerantes de hidratos en el mercado pierden eficacia a medida que aumenta el corte de agua. Finalmente, se debe romper la emulsión para separar el petróleo y el agua. Romper la emulsión con métodos físicos o químicos puede resultar muy costoso, sobre todo en el caso de emulsiones de petróleos pesados que contienen sustancias sólidas estabilizadoras, como asfaltenos.

Por ello, es fundamental estudiar y desarrollar estrategias rentables de control de flujo para controlar sustancias sólidas y emulsiones para minimizar riesgos económicos durante la vida de un campo petrolífero.

El flujo multifásico en las tuberías se suele producir bajo una temperatura y una presión extremas, lo que hace que el análisis y el muestreo fuera de línea sean difíciles o imposibles. A menudo, las muestras fuera de línea se manipulan mediante disolución o dispersión, lo que puede alterar los componentes multifásicos. Con frecuencia, las mediciones fuera de línea no pueden emplearse para tomar decisiones de la optimización y el control del proceso en tiempo real. Gracias a la llegada de la tecnología de caracterización de partículas in situ, como ParticleTrack y ParticleView, es posible medir rápidamente el comportamiento de las fases de partículas in situ , sin tener que extraer muestras.

Entre las aplicaciones de control de flujo, se incluyen:

• Precipitación de asfalteno
• Formación de hidratos de gas
• Separación de emulsiones
• Temperatura de aparición de cera y morfología de cristal de cera

Los asfaltenos son mezclas complejas de compuestos poliaromáticos con especies heteroatómicas (como el nitrógeno, el oxígeno y el azufre) junto con compuestos organometálicos (como el hierro, el níquel y el vanadio). Los asfaltenos suelen describirse como la fracción de petróleo crudo no soluble en alcanos (por ejemplo, n-heptano o n-pentano), pero soluble en disolventes aromáticos (tolueno o benceno). Los cambios en la composición, presión y condiciones de temperatura del petróleo crudo pueden desestabilizar los asfaltenos. Por ejemplo, la reducción de presión durante la producción de petróleo crudo puede provocar la precipitación y la deposición de asfalteno no deseado en pozos y depósitos. La precipitación o deposición de asfaltenos conllevan daños de formación, emulsiones estables difíciles de separar y taponamiento parcial o completo del oleoducto.

La precipitación de asfalteno depende de varios parámetros, como la temperatura, la presión y la composición del fluido. De forma similar, la deposición de asfalteno en un oleoducto puede depender de la velocidad de flujo, la interacción entre las partículas y la superficie del conducto, etc. 

Se estudió la cinética de precipitación asfalteno y relación de inicio de cuatro petróleos crudos y un residuo 190+. Se colocaron 40 g de petróleo crudo en un material de vidrio, que agitó a 400 rpm. ParticleTrack
se usó para estudiar el inicio, la cinética y el final de la precipitación  de asfalteno cuando se añadió n-heptano.

• ParticleTrack determina rápidamente la relación de inicio de distintos petróleos de crudos, sin necesidad de realizar muestreos.
•  Se añadieron tres aditivos comerciales (A, B y C) al residuo D-190+ en concentraciones diferentes de ppmV.
• Se usó ParticleTrack para cribar rápidamente el tipo de aditivo más adecuado y la concentración necesaria para inhibir la precipitación de asfalteno.
• Al estudiar los efectos de esta cinética, los científicos pueden entender y controlar la precipitación y deposición de asfalteno para petróleos crudos a partir de diversas fuentes.

Referencia: Dufour et. al. Energy Fuels, 2009, 23 (3), 1155-1161.

Expuesta con FMC y la Universidad de Tulsa, esta detallada presentación abarca ejemplos de la industria de optimización de control de flujo, separaciones, ensuciamiento y gestión de restos para reducir los costes de exploración y producción en el petróleo crudo oscuro a temperaturas y presiones operativas estándar, sin tener que recurrir al muestreo ni a la dilución de muestras.

Los hidratos de gas son estructuras cristalinas parecidas al hielo que se forman mediante la compleja interacción de petróleo, gas y agua bajo una alta presión y una baja temperatura. El conocimiento fundamental de las transiciones estructurales, el mecanismo de formación y la cinética de formación siguen sin estar claras en el caso de los hidratos de gas.

Las condiciones naturales necesarias para la cristalización de hidratos de gas suelen ocurrir en los oleoductos de petróleo. Una vez nucleadas las partículas de hidratos, estos crecen y se aglomeran. Dichas aglomeraciones pueden acabar siendo lo bastantes grandes como para crear un tapón de hidratos en el oleoducto. La formación de un tapón de hidratos afecta de forma adversa al flujo del fluido y, en algunos casos extremos, incluso bloquea el oleoducto por completo. Por lo tanto, la formación de hidratos de gas conlleva costosas implicaciones debido a la producción interrumpida mediante la restricción o el taponamiento del flujo, el daño en el equipo y los riesgos de seguridad para los operarios.

Los inhibidores termodinámicos (THI) son obligatorios en la industria para evitar la aparición de hidratos pese a su alto coste, los problemas medioambientales y el elevado uso. De forma alternativa, los inhibidores de hidratos de baja dosificación (LDHI) pueden ampliar el tiempo de inducción o evitar la aglomeración de partículas de hidratos principales y mantener una lechada transportable. Con el fin de desarrollar nuevas estrategias rentables para gestionar los hidratos en lugar de recurrir a la prevención completa, es esencial desarrollar un conocimiento del sonido de los mecanismos de cristalización, aglomeración y deposición de hidratos.

El uso de tecnologías fiables in situ para controlar la aglomeración y cristalización de hidratos en tiempo real permitirá a los operarios: i) optimizar el uso de costosos inhibidores termodinámicos (THI); ii) evaluar la fiabilidad de inhibidores de hidratos de baja dosificación (LDHI) menos costosos; y iii) desarrollar una sólida estrategia que use tanto THI como KHI.

ParticleView visualiza la significativa aglomeración de hidratos in situ sin LDHI (imagen de la izquierda). El uso de LDHI estabiliza los hidratos en una mezcla correctamente dispersa (imagen de la derecha).

Referencia: Duy Nguyen et. al. (Colaboración entre Nalco y METTLER TOLEDO)

Las herramientas tecnológicas basadas en sensores ParticleTrack y ParticleView son ideales para caracterizar hidratos de gas metano, partículas de asfalteno, costras y emulsiones de petróleo. En la mayoría de los casos, las condiciones (alta presión) en que se forman los cristales de hidratos y se precipitan los asfaltenos dificultan enormemente la toma de muestras. Los sistemas de partículas y gotas son muy sensibles a las fluctuaciones de temperatura y presión. Además, para las técnicas fuera de línea, las muestras deben diluirse, lo que puede alterar el tamaño de las gotas, la aglomeración inversa de hidratos y la solubilidad de asfaltenos. Hasta en las condiciones en las que es posible realizar muestreos, la medición de muestras diluidas no es representativa del sistema real y proporciona un conjunto de datos muy limitado. Con las tecnologías de sensores FBRM y PVM, el investigador puede rastrear todo el sistema dinámico de partículas y gotas en petróleo crudo a temperaturas y presiones de funcionamiento estándar sin tomar muestras ni diluirlas.

La desalación es un paso importante previo a la refinación del petróleo crudo, durante la cual las sales inorgánicas y contaminantes  en el petróleo crudo se transfieren a la fase acuosa y se eliminan. Un bajo rendimiento en la desalinización conlleva errores del equipo de la refinería debidos al transporte de sólidos, a la corrosión de la torre de petróleo debida a la formación de ácido y a un aumento del coste del tratamiento del agua salada residual debido a un transporte insuficiente de petróleo.

ParticleTrack es muy sensible a los cambios en el recuento y las dimensiones de las gotas a medida que la agitación varía. Una agitación aumentada lleva a una media reducida y una densidad aumentada de gotas pequeñas (<80 μm).

• La población y dimensión óptima de las gotas impactan directamente en la transferencia de contaminantes a la fase acuosa durante el mezclado y la separación de petróleo y agua en los tanques de almacenamiento.
• Las tendencias de ParticleTrack identifican inmediatamente los parámetros esenciales de procesos (por ejemplo, el mezclado o el flujo de agua para lavar) y permiten controlar los parámetros de procesos para maximizar la extracción de contaminantes y minimizar el tiempo de separación.

Las imágenes de alta resolución de ParticleView confirman la transformación de grandes gotas a 500 rpm) en gotas más pequeñas a 200 rpm.

ParticleTrack muestra la distribución de la longitud de cuerda para cada velocidad de agitación, lo que permite a las operaciones establecer un objetivo de distribución de gotas para mejorar el rendimiento de desalación.

La información derivada de las herramientas de proceso ParticleTrack y ParticleView ayuda a reducir el transporte de sólidos/transporte insuficiente de petróleo, optimizar el uso de aditivos químicos, acelerar la desalación y evitar las costosas alteraciones posteriores a la desalación, como la corrosión y los errores.

Para evaluar los desemulsionantes con los que separar el agua y el petróleo, se lleva a cabo una prueba de botella,  una técnica visual que tiene en cuenta el tamaño de las gotas y las características de las emulsiones. En este estudio, se usaron los sensores de ParticleTrack y ParticleView para controlar el efecto del desemulsionante en un 30 % de petróleo (API ~30) + 70 % de mezcla salina.

a. t = 15 m: a falta de desemulsionante, las imágenes de ParticleView en tiempo real indican que la emulsión permanece estable durante los 15 minutos experimentales de duración. El sensor ParticleView ayuda en la rápida confirmación visual de la estabilidad o inestabilidad de las emulsiones.

b. t= 0 m: a falta de desemulsionante, se observan las gotas que antes eran más grandes. Las gotas de observan in situ en su entorno natural, sin que esto afecte a la integridad física de estas mediante los muestreos.

c. t = 3 m: con el tiempo, las gotas más pequeñas se fusionan y sufren una reorganización morfológica para formar gotas más grandes. ParticleView rastrea la evolución de las gotas en tiempo real, lo que proporciona información clave sobre la dinámica y la transformación de las gotas en presencia de un desemulsionante.

d. t = 6 m: finalmente, las gotas grandes se separan, de modo que dejan atrás las pequeñas gotas de petróleo en salmuera. Las imágenes de ParticleView in situ sirven para evaluar rápidamente el ajuste de la fase de petróleo y agua tras la separación.

Las distribuciones de ParticleTrack cuantificar los cambios en las gotas en presencia de un desemulsionante. La dimensión de las gotas impacta directamente en el proceso de separación de agua y petróleo: la cuantificación de dicha dimensión permite el rápido cribado y diseño de un desemulsionante eficaz.

• Conocer bien el efecto del desemulsionante para separar el agua y el petróleo resulta crucial a la hora de ahorrar costes en el transporte y refinamiento de petróleo.
• El control en línea ofrece un método directo para controlar procesos rastreando cambios de forma precisa en la emulsión y formulando un desemulsionante óptimo para poder separar el petróleo y el agua de forma más rápida y sencilla.

Referencia: Duy Nguyen et. al. (Colaboración entre Nalco y METTLER TOLEDO)

Las empresas líderes y grupos de investigación han usado ParticleView y ParticleTrack en el control de flujo para la producción de petróleo y gas. Descubra una selección de referencias a continuación.

Formación de hidratos de gas

Aline Melchuna, Ana Cameirão, Yamina Ouabbas, Jean-Michel Herri, Philippe Glenat. Transport of hydrate slurry at high water cut. The 8th International Conference on Gas Hydrates, julio de 2014, Pekín (China). pp. T5-16, 2014.

Greaves  D,  Boxall  J,  Mullingan  J,  Sloan  ED, Koh  CA.   Hydrate  Formation  from  High  Water Content-Crude Oil  Emulsions.  Chemical Engineering Science, vol. 63. 2008. p. 4570-4579.

Turner D,  Miller K, & Sloan E. Direct conversion of water droplets to methane hydrate in crude oil. Chemical Engineering Science, 2009 vol: 64 (23) pp: 5066-5072. 10.1016/j.ces.2009.08.013

Asfaltenos

Marugán J,  Calles J,  Dufour J,  Giménez-Aguirre R,  Peña J, &  Merino-García D. Characterization of the Asphaltene Onset Region by Focused-Beam Laser Reflectance: A Tool for Additives Screening. Energy & Fuels. 2009 vol: 23 (3) pp: 1155-1161. 10.1021/ef800626a.

Ruidiaz EM, Koroishi ET, Kim NR, Trevisan OV, Soares-Bassani G & Merino-Garcia D. Evaluation of Asphaltene Deposition - A Systematic Study and Validation of Online Focused Beam Reflectance Measurement FBRM® at Reservoir Conditions. J Pet Environ Biotechnol 2018, Vol 9(2): 364.  DOI: 10.4172/2157-7463.1000364

Javier Dufour, José A. Calles, Javier Marugán, Raúl Giménez-Aguirre, José Luis Peña y Daniel Merino-García. Influence of Hydrocarbon Distribution in Crude Oil and Residues on Asphaltene Stability. Energy Fuels, 2010, 24 (4), pp 2281–2286. DOI: 10.1021/ef900934t.

Emulsiones de petróleo y agua

Boxall J,  Koh C,  Sloan E,  Sum A,  Wu D. Measurement and Calibration of Droplet Size Distributions in Water-in-Oil Emulsions by Particle Video Microscope and a Focused Beam Reflectance Method. Industrial & Engineering Chemistry Research, 2010 vol: 49 (3) pp: 1412-1418. DOI: 10.1021/ie901228e.

Less S, &  Vilagines R. Light beam reflectance measurement of droplets diameter distribution in crude oil emulsions, Fuel, 2013 vol: 109 pp: 542-550. DOI: 10.1016/j.fuel.2013.03.048.

Wang W,  Li K,  Wang P,  Hao S,  Gong J. Effect of interfacial dilational rheology on the breakage of dispersed droplets in a dilute oil–water emulsion. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. 2014 vol: 441 pp: 43-50. DOI: 10.1016/j.colsurfa.2013.08.075.

Escalado

N. Al Nasser, Waleed & Pitt, Kate & J. Hounslow, Michael & D. Salman, Agba. (2013). Monitoring of aggregation and scaling of calcium carbonate in the presence of ultrasound irradiation using focused beam reflectance measurement. Powder Technology. 238. 151–160. 10.1016/j.powtec.2012.03.021.

N. Al Nasser, Al Salhi F. Scaling and aggregation kinetics determination of calcium carbonate using inline technique. Chemical Engineering Science, 2013 vol: 86 pp: 70-77. 10.1016/j.ces.2012.05.018

Rosário, F. F., MONTALVÃO, V. T. K., PEREIRA, M. L. O., &  J. F. CAJAIBA DA SILVA (2012) Kinetic Study of Calcium Carbonate Precipitation by Using Real Time FTIR and FBRM Analyses. 13th International Conference on Petroleum Phase Behavior and Fouling, Saint Petersburg, Florida.