Predicción y determinación de emulsiones

ARNOLD FERNEY TORRES OME
PREDICCION Y DETERMINACION DE EMULSIONES
Como se sabe el crudo es una mezcla de varios componentes Hidrocarburos y otros
componentes no hidrocarburos que se denominan contaminantes; estos durante los
procesos de producción y acondicionamiento presentan problemas pues muchos se
puedenprecipitar o separar parcialmente creando emulsiones. En este artículo se presenta
una síntesis de procedimientos para determinar cuándo un pozo puede tener una
emulsión, que causas la originan y cuál puede ser el tratamiento para su remediación.
De la literatura documentada1
con relación a estudios realizados a tratamiento de
emulsiones en campo, se puede observar que hay cuatro factores que se presentan
frecuentemente en la formación de emulsión: contenido de solidos inorgánicos3
, el corte
de agua3
(WOR), la presencia de agentes tensoactivos (resinas, ceras y asfáltenos) y la
aromaticidad del crudo5
.
El contenido de solidos inorgánicos3
hace referencia a solidos como óxidos de hierro,
carbonatos y otros solidos que son desprendidos tanto de la tubería de producción como
de la cara del pozo.
El corte de agua2
(WOR) que es el contenido de agua que se está produciendo en pozo de
forma simultánea con el crudo tiene efecto importante en la estabilidad y formación
dependiendo de la fracción en que se encuentre y de la acidez o ph2
con el que venga de
yacimiento.
La presencia de agentes tensoactivos hace alusión a fracciones pesadas que vienen en el
crudo como resinas, ceras y asfáltenos que dependiendo de condiciones de presión,
temperatura, composición del crudo, densidad, peso molecular y polaridad, pueden
propiciar la formación de emulsión y en algunos casos proporcionarle una estabilidad
mayor a la emulsión. Este factor se analizara más a fondo y en específico para cada uno.
La aromaticidad del crudo5
se estudia de acuerdo al contenido de tolueno y benceno
(hidrocarburos aromáticos) en el crudo y analizar si dicha cantidad es significante para que
proporcione la formación de una emulsión. Normalmente este factor es relacionado y
estudiado junto con el contenido de asfáltenos en el crudo

Stepbystep
El procedimiento que se presente no representa un orden estricto, pues se debe
considerar que cada emulsión es única y como tal su tratamiento es diferente.
1. Contenido de sólidos, análisis SARA.
2. Determinar el índice de inestabilidad coloidal
3. Estabilidad de Emulsión: índice de separación de emulsión (ESI)
4. Emulsión por presencia de solidos inorgánicos
5. Emulsión por corte de agua y su ph.
6. Emulsión por aromaticidad del crudo
7. Emulsión por agentes tensoactivos
8.1 Asfáltenos
8.2 Resinas
8.3 Ceras: temperatura de cristalización
8.4 Relación resinas/asfáltenos (R/A)
8.5 Relación ceras/asfáltenos (W/A)
1. CONTENIDO DE SÓLIDOS, ANÁLISIS SARA.
El análisis SARA, es una herramienta importante en cuanto a la caracterización de las
fracciones más pesadas del crudo; se basa en la diferencia de solubilidad, polaridad y peso
molecular de los constituyentes presentes en el petróleo y de esta manera suministra el
contenido de las fracciones Saturados, Aromáticos, Resinas y Asfáltenos de una muestra.
El análisis SARA y la relación entre sus fracciones se utiliza para establecer una analogía
que predice con un grado de exactitud muy alto la estabilidad de los asfáltenos en el
crudo.
La predicción temprana de la estabilidad de asfáltenos en el crudo mediante la utilización
del análisis SARA no requiere otras pruebas de laboratorio como el índice de precipitación
o el índice de inestabilidad coloidal y a partir de ella se pueden tomar decisiones concretas
en cuanto a la implementación de métodos de prevención y manejo apropiados que
inhiban la precipitación de estas partículas y reduzcan las múltiples dificultades que se
presentan en los diferentes procesos.

2. EL ÍNDICE DE INESTABILIDAD COLOIDAL CII1
El índice de inestabilidad coloidal (CII) considera un petróleo crudo como un sistema
coloide hecho de seudocomponentes saturados, aromaticos, resinas y asfaltenos. Se
calcula como la proporción de la suma de las fracciones de los saturados y asfaltenos
sobre la suma de las fracciones aromáticas y resinas.
Los aceites con un CII debajo 0.7 son considerados estables mientras con un CII arriba 0.9
son considerados muy inestables. Un CII de 0.7-0.9 muestra indicios de un aceite con
inestabilidad moderada.
Los autores reportan que cuando dependiendo del valor numérico del CII así mismo será
el problema relacionado:
CII < 0.7 indica que el crudo es improbable para mostrar problemas de producción
relacionados con asfáltenos. En este caso se procede analizar el efecto del corte de agua,
el ph del agua de la emulsión, presencia de solidos inorgánicos, el efecto de la
aromaticidad y el efecto del aumento de las concentraciones de resinas y ceras
manteniendo la cantidad de asfáltenos constante.
CII >0.9 indica que el crudo es muy probable para mostrar problemas durante la
producción relacionados con asfáltenos.En este caso se procede analizar el paso 8 que
hace referencia al efecto de la presencia de agentes tensoactivos y como los asfáltenos en
presencia de otras fracciones estabilizan la emulsión es indispensable estudiar cada
proceso en detalle.
0.7 >CII < 0.9indica un estado es transicional, no se puede determinar si el problema está
relacionado con asfáltenos.Para este caso la situación es más compleja pues se hace
necesario estudiar los diferentes parámetros individuales y la combinación de algunos
para determinar el comportamiento de la emulsión.

3. ESTABILIDAD DE EMULSIÓN: ÍNDICE DE SEPARACIÓN DE EMULSIÓN (ESI)
Mientras un método estándar es válido para determinación de BS&W, un método no
estándar es válido en la literatura para la determinación de la estabilidad de la emulsión
usando la prueba de botella.
En este documento7
presenta un método desarrollado por SaudiAramco para la medición
de la estabilidad de una emulsión cuantitativamente. Esto es llamado como índice de
separación, o ESI, para medir la dureza de una emulsión. El agua total separada en una
prueba de botella regular a una dosis de demulsificante dada es promediada para
determinar un índice de separación para la emulsión.
ESI es definido como sigue:
Donde el agua separada esta en porcentaje de BS&W. rangos de ESI de cero (no
separación) a 100% (separación completa). El índice de separación así proporciona una
medición de la dureza de la emulsión (o estabilidad): los índices bajos, la emulsión es más
dura (más estable). El índice debe ser citado a la temperatura de la prueba, el
demulsificante usado y el rango de la dosis demulsificante probada. Esto es muy útil para
comparación de la estabilidad de emulsión de diferentes fuentes.
PROCEDIMIENTO 117
Prueba del Índice de Separación de Emulsión (ESI)
La prueba emulsión de la botella es un ensayo cuantitativo y el procedimiento se describe
a continuación.
La muestra de emulsión de aceite crudo es por lo general a prueba tan pronto
como sea posible después de recibir en el laboratorio. Las muestras se vuelven a
mezclar con un agitador de botella estándar, generalmente 2 minutos. (La misma
cantidad de agitación debe ser incorporado en todas las pruebas).
La muestra emulsión mixta se añade a tubos de 100 ml de centrífuga estándar.
Los tubos de centrifugación se colocan en un baño de agua durante un mínimo de
30 minutos para alcanzar la temperatura deseada.
La dosis requerida del producto químico se añade a los tubos de centrífuga. La
cantidad de producto químico se basa en la cantidad total de emulsión (aceite y
agua).
Los tubos se agitan un número determinado de veces (aproximadamente 20
batidos de mano) y se coloca en el baño de agua a la temperatura deseada.

La cantidad de agua separada se mide con el tiempo (5, 10, 15 y 20 minutos).
Después de 20 minutos, los tubos se centrifugados durante otros 20 minutos a la
temperatura deseada y se miden las cantidades finales de agua y la emulsión o
capa trapo.
Generalmente estos experimentos se debe hacer en conjuntos para investigar el
efecto de ciertas variables. Todos los esfuerzos deben hacerse para mantener
todas las variables constantes excepto el bajo investigación.
El índice de separación Emulsión se calcula a partir de los datos medidos de separación de
aceite-agua.
Notas
1. La comparación directa de la dosis demulsificante obtenida en el laboratorio con
observaciones de campo siempre debe hacerse con cautela debido a que los
experimentos de laboratorio se realizan en condiciones estáticas y el uso del campo está
bajo condiciones dinámicas. Por otra parte, las pruebas de ESI se hacen en crudo muertos,
mientras que el uso del campo se encuentra en los crudos 'en vivo' (gas disuelto). Sin
embargo, las pruebas de laboratorio son excelentes para (a) detección de muestras en
cabeza de pozo para relativas emulsiones duras, (b) la evaluación de los posibles
demulsificantes y (c) evaluar los efectos de diferentes variables en la resolución de la
emulsión, porque todas las condiciones se mantienen constantes, a excepción de la
variable objeto de la investigación.
2. A pesar de que ESI cuantifica las pruebas de botellas, tiene un "cualitativo" borde y
tiene un alcance de reproducibilidades debido a una serie de posibles errores. Estos
incluyen: (a) los errores de muestreo (b) errores del operador (c) no puede leer el nivel de
agua separada correctamente debido a que el aceite tiene una tendencia a adherirse a los
errores de temperatura de vidrio (d).

4. EMULSIÓN POR PRESENCIA DE SOLIDOS INORGÁNICOS
PROCEDIMIENTO 10
Procedimiento experimental9
Químicos.
36 diferentes desemulsificantes de NalcoEnergyServices, que abarcan 6 familias químicas
(ver tabla 1), usadas en el estudio de cada emulsión. Las dosis de desemulsificante para
todas las pruebas es 150 ppm (en volumen), al 5 porciento de disolución en peso de
químicos en solventes aromáticos pesados. El varsol es usado como diluyente para
determinar el valor de crudo seco. (oildrynessvalue).
Procedimiento prueba de botella
Los métodos utilizados para identificar el nivel de la interface crudo-agua teórico,
(comúnmente llamados grindout), agua libre, crudo seco y calidad de la interface fueron
seguidos acorde a SPE 84610.
Caracterización del crudo
Un procedimiento de literatura, basado en n-heptano como el asfalteno precipitado, es
usado para separar el crudo en sus fracciones SARA. Las viscosidades del crudo son
medidas a 25°c y la temperatura de la botella de prueba usando un brookfield
programable DV-III + reómetro. La acidez total fue determinada acorde a la norma ASTM
D664, mientras la acidez de los naftenicos involucrados en la extracción de la fase solida
de los maltenes( i.e la fracción soluble de n-heptanos) seguidos por titulación en una
solución alcohol isopropilico/tolueno usando hidróxido de potasio. Los dos valores de
acidez son reportadas en miligramos KOH/ gr de crudo. La determinación del contenido de
solidos siguiendo la ASTM D4807 y los resultados son reportados en libras por cada mil

barriles (ptb). Los contenidos de hierro, niquel y vanadio son determinados en un JARELL-
ASH 61E acoplado inductivamente emisiones de espectrómetro de plasma de argón y son
reportadas en ppm.
EMULSION LAB VERSUS CAMPO
El estudio de emulsiones agua en crudo es a menudo conducida en el laboratorio usando
sistemas modelos. Con tal disposición controlada, cantidades dadas de un componente de
aceite crudo (común asfaltenos, resinas, ácidos naftenicos, solidos o combinaciones de
estos) son añadidos a un sistema solvente el cual es generalmente una mezcla de heptano
y tolueno.
Estos sistemas de solventes actúan como un sustituto para los más claros, menos polares
componentes crudos (ejemplo las fracciones de saturados y aromáticos) y permiten
ajustar el balance alifático-aromático que contribuye en gran medida para la solubilidad y
al estado de agregación de los componentes más polares.
Contenido de solido
El procedimiento ASTM 4807 usa papel filtro de poro 0.45 um e incluye un baño caliente
de tolueno de los sólidos. El baño con solvente aromático removerá más, si no todo, del
material orgánico asociado con los sólidos. Esto incluiría los componentes crudos más
pesados como resinas, asfaltenos y ácidos naftenicos.
Los sólidos son tratados usando ASTM D4807 y además examinados usando un escaneo
de microscopia electrónica. Con este los sólidos inorgánicos pueden ser clasificados como
arcillas (clay 0-3.9 um) y limos o silt (3.9 -62.5 um), la importancia de estos rangos para la
contribución de la estabilidad de la emulsión es discutida en otra parte referencia 14
CARBONATOS COMO SOLIDO EN LA EMULSION
Si existe en los perforados o en la corriente de flujo, solidos como Fe3O4 se analiza
preparando emulsiones de diferentes porcentajes de Fe3O4 (0, 0.2, 0.4, 0.6, 0.8 y 1%) en
aceite crudo en un volumen específico de agua destilada con igual volumen de crudo.
En general a altos contenidos de solidos cargados aumenta los grados de estabilidad de la
emulsión formada. En otras palabras, aumentando el contenido de Fe3O4 resulta en
menos cantidad de agua redisuelta a centrifugación y calentamiento. Pequeños solidos
inorgánicos mejoran la estabilidad de la emulsión.
La presencia de partículas sólidas añade estabilidad a la emulsión si los tamaños de la
partícula son bastante pequeños para activarse la interfaz, con la adsorción de resinas y
asfáltenos de petróleos crudos. La presencia de las partículas sólidas le añade la masa a la
interface agua aceite y aumenta la estabilidad de la película de asfáltenos-resinas. El
máximo efecto de estabilización de emulsión aparece cuándo las partículas están

parcialmente húmedas por ambas fases.
Partículas hidrofilicas tienen ángulo de contacto menos de 90º y estabilizan la emulsión
aceite en agua. Sin embargo, las partículas hidrofobicas tienen ángulo de contacto mayor
que 90 y estabilizan las emulsiones agua en aceite.
5. EMULSIÓN POR CORTE DE AGUA Y SU PH.2-5
Conociendo el corte de agua, se realiza una prueba mezclando una muestra de crudo con
un volumen inicial de agua igual al WOR y aumentándolo gradualmente para observar el
comportamiento futuro de la emulsión manteniendo el volumen de crudo constante. La
estabilidad se evalúa midiendo la viscosidad usando viscosímetro de lectura del dial
Brookfield.
La estabilidad y por lo tanto la viscosidad de emulsión aumentan como una función de
aumento del corte de agua. La viscosidad de la emulsión de agua en aceite aumenta con el
porcentaje de agua en la emulsión hasta alcanzar el punto de inversión donde un fuerte
bajón en la viscosidad toma lugar. El aumento de corte de agua por encima del punto de
inversión hace la emulsión menos estable. Cabe resaltar que el cambio de temperatura no
se tiene en cuenta pues se considera aproximadamente constante.
PROCEDIMIENTO DE PRUEBA DE BOTELLA15
Materiales
Todos los químicos intermedios (también conocidos como demulsificantes) fueron de
Ondeo NalcoEnergyServices (ONES). Diluciones de 5 % en peso de quimico fueron hechos
usando aromáticos pesados nafta como el solvente. Stoddard solvente o varsol fue usado
como diluyente en cada caso.
Grindout
Una vez la emulsión fresca es obtenida, un procedimiento común llamado grindout fue
inmediatamente desarrollado. El propósito de realizar este procedimiento fue determinar
la cantidad de agua en la muestra. Para un tubo de centrifuga graduado API (12.5 mL) fue
adicionado uno parte de volumen de varsol como diluyente y luego una parte de volumen
de emulsión. Los contenidos fueron agitados a mano para permitir que la emulsión se
dispersara. El contenido fue centrifugado por 5 minutos, y luego el porcentaje de agua y
emulsión fue registrado. Finalmente, una dosis de químico conocido para resolver la
emulsión fue adicionada al tubo de centrifuga. El tubo fue agitado de nuevo para permitir
la mezcla con el químico y luego fue centrifugado. El químico rompe la emulsión, y al final
el contenido total de agua es grabado. Este valor, llamado número de lingote grindout
(sluggrindout) y es crítico para determinar cómo le proporciona un punto de referencia
para los demulsificantes químicos.

Prueba de botella y lecturas de disminución de agua
Las pruebas de botella son conducidas en 6 onzas botellas de precipitación. La emulsion
fresca es vertida a un matraz de 100 ml. Las botellas fueron calentadas en un baño de
agua a que represente la temperatura de campo tan cerrado como sea posible. Dosis
Intermedias fueron también 50 o 150 ppm tal que cada botella contenia una intermedia.
Algunas son agitadas. La lectura de disminución de agua son tomadas a intervalos de
tiempo preciso seguido por agitación (2, 10, 20, 30, 60, 120, 180, 240 minutos, y cada 18
horas). Las lecturas son tomadas sobre largos tiempos para crudos pesados, y cortos para
crudos livianos. Para cálculos usando la lectura de disminución de agua final, porcentaje
de disminución de agua basado en el valor grindout fue usado.
Modelo cinemático de datos de disminución de agua desarrollado para describir la tasa de
disminución de agua con el tiempo. Dos otros parámetros, aumento de tiempo y forma,
fueron también asignados para cada medición de disminución de agua y será descrito más
tarde.
Bottle test thief. Prueba de botella ladrona
Una vez la lectura de disminución de agua fue completada, el aceite separado fue
analizado por secado. Usando una pipeta, una pequeña parte de aceite (comúnmente
llamada thief 6 ml) fueron desviadas. Con el propósito de retirar, la punta de la pipèta fue
configurada a 15 mL por encima de interface teorica de agua aceite como determinada
por el valor del lingote de grindout. El thief de aceite fue añadido para un tubo de
centrifuga graduado conteniendo un volumen igual de varsol. El contenido fue agitado y
centrifugado, y el BS y nivel de agua grabado. Una vez más, el quimico es añadido para
cada tubo para resolver la emulsion remanente. Después de centrifugar el contenido, el
nivel de agua final fue registrado como el valor de lingote thief. Estos tres parámetros
descritos el aceite seco y son abreviados como BS(t), W(t), y Slug(t) respectivamente.
Bottle test composite.
La última etapa de las pruebas de botella involucra examinar la interface agua-aceite. De
cada botella, el agua de fondo es removida por el sifón. El contenido remanente fue luego
agitado muy bien. Una porción de compuesto agitado fue adicionado al tubo de la
centrifuga conteniendo varsol. BS, agua y el valor del compuesto de lingote determinado
en la manera descrita en la prueba de botella ladrona y son etiquetados como BS(c), W(c),
y Slug(c)
Influencia del pH de la Emulsión W/O
La influencia de pH se estudia variando la acidez de emulsiones que tienen concentración
en peso de 0.1 % de asfáltenos en la fase del oleica.
Las emulsiones más estables ocurren cuando la fase de agua es muy alcalina, debido a la
reacción entre la base y los grupos funcionales de los asfáltenos, formando agentes
tensoactivos in situ, que estabilizan las emulsiones.
Valor neutro: la emulsión tiene una estabilidad baja probablemente porque no hay
reacciones con los grupos funcionales de asfáltenos (ácido y básico) y la

interacción con la fase acuosa decrece y el comportamiento como agentes
tensoactivos naturales es escaso.
Valores ácidos: hay un incremento en la estabilidad de emulsión que puede ser
atribuida a la protonación de grupos básicos como aminas, que aumenta el
comportamiento de superficie activa de los asfáltenos.
Es importante darse cuenta de que la estabilidad de emulsión es mayor con el pH muy
alto, probablemente debido a la existencia de muchos grupos ácidos (carboxílicos) que
determinan las propiedades de la superficie de los asfáltenos.
Los asfaltenos y resinas contienen ácidos y grupos funcionales básicos. Estos son
diferencialmente ionizados a diferentes pH. Su actividad superficial es una función del pH
y mayormente afectado en los extremos bajos de pH (<4) y altos pH (>8-10).
Equipos
 Baño de agitación modelo SB-16 usado para homogenizar las muestras de crudo
antes de la preparación de las emulsiones.
 Evaporador rotativo modelo BUCHI R-124 usado para eliminar la extracción de
solventes.
 Ph-metro modelo HNNA HI9017 usado para ajustar el ph de la fase acuosa.
 Mezclador emulsificanteSilverson de laboratorio modelo SL2 usado para preparar las
muestras de emulsiones.
 Centrifuga modelo Labofuge usada para separar agua de las muestra de emulsión
PROCEDIMIENTO 14
Contenido de agua en la muestra (grindout)
Medir el pH del agua con un pH metro modelo HNNA HI9017
Determinar si esta en los extremos: <4 o >8
Si esta en los extremos, se tiene que analizar el efecto del ph de lo contrario no.
El efecto se estudia de aumentar y disminuir el pH, para observar cómo se
comportan los sólidos orgánicos (asfaltenos, resinas y ceras)
Las variaciones pH son: 4,2 y 8, 10
El ph es ajustado con soluciones diluidas de hidróxido de sodio (0.1 m) y ácido
hidroclorhidrico (0.1 mL)
Para medir la estabilidad de la emulsión se aplica el siguiente procedimiento
general:
El Procedimiento General5
La fase de aceite (ya sea el petróleo crudo o el aceite modelo) se mezcla con agua
usando el Mezclador emulsificanteSilverson de laboratorio por 1 minuto a 9000
rpm. Igual volumen de agua destilada de pH 6 se agrega lentamente a las muestras
de aceite por 5 minutos durante el mezclado. Luego las muestras de emulsión son
transferidas inmediatamente en tubos de la centrifuga de 10 ml y dejados por 1.5
horas a temperatura ambiente. La estabilidad de emulsión formada se estudia
midiendo la cantidad de agua separada de emulsión como una función de tiempo

por 12 horas. Los tubos de la centrifuga se sellan con una tapa para prevenir
evaporación del solvente y centrifugados a 4000 rpm por 5 minutos luego se
transfiere al baño María a una temperatura de 60 ° C por 2 horas, centrifuga de
nuevo por 5 minutos y se calienta por 2 horas. Calentamiento sucesivo y
centrifugado se repite por 12 horas o hasta que ningún cambio apreciable en la
cantidad de agua separada se observa. La cantidad de agua separada de emulsión
se reporta como el porcentaje de volumen de contenido inicial de agua de la
muestra de emulsión.
6. EMULSIÓN POR AROMATICIDAD DEL CRUDO2,5
Con la información de la composición de aromáticos (benceno y tolueno) se procede
hacer esta prueba siempre y cuando el contenido sea significativo.
Se toma una muestra de crudo que se conozca el contenido de asfálteno y resinas;
inicialmente se adiciona la cantidad de aromático que se tenga en la composición del
fluido y se aumenta gradualmente el contenido de tolueno para observar el
comportamiento de la emulsión.
Se sabe según la literatura que los asfáltenos se disuelven en aromáticos, entonces por
consiguiente se presenta una cantidad mínima de tolueno que afecta la estabilidad de la
emulsión. Sin la presencia de tolueno en el crudo, los asfáltenos precipitarían y se
añadirían a la película interfacial proporcionando que se separen las fases y si se tiene
contenidos altos de tolueno la emulsión se vuelve menos apretada, pues disuelve parte de
los asfáltenos precipitados.
Los asfáltenos poseen alto poder para formar emulsiones apretadas cuando son
dispersados en forma coloidal, en este caso ellos pueden ejercer su actividad superficial y
pueden ser involucrados en la interacción que se da en la interface agua aceite.
PROCEDIMIENTO 15
Presencia de aromáticos
Análisis SARA: Contenido de aromáticos, resinas y asfaltenos
Calcular la solubilidad de los asfaltenos en aromáticos (S)
Contenido aromático>40% los sólidos orgánicos se diluyen
Contenido aromático <30% los sólidos orgánicos precipitan.

7. EMULSIÓN POR AGENTES TENSOACTIVOS11
Las emulsiones son estabilizadas por agentes tensoactivos que tienden a concentrarse en
la interfaz de agua-aceite donde forman películas interfaciales. Esto generalmente
conduce a una disminución de la tensión interfacial (IFT) y promueve dispersión y
emulsificación de las gotitas.
Naturalmente en el petróleo crudo estos agentes son las fracciones que tienen más altas
temperatura de ebullición, como los asfáltenos, ceras y resinas. Estos compuestos se
creen que son los componentes principales de películas de la interfaz que forman
alrededor de gotitas de agua en una emulsión del campo petrolero.
A continuación se presenta una breve descripción de cada uno y posteriormente se
estudiara el efecto de su variación en la estabilidad de emulsiones de agua en aceite.
7.1 ASFÁLTENOS4
A concentraciones bajas de asfáltenos no hay estabilidad de emulsión. La estabilidad de
algunas emulsiones aumenta cuando la concentración de asfáltenos aumenta. Esto puede
ser por la tendencia que tienen los asfáltenos para agregarse, formando películas en la
interfaz con propiedades viscoelasticas y resistencia mecánica alta que cubre las gotitas de
agua y reduce la coalescencia.
En algunos crudos las emulsiones son más estables, probablemente porque la estructura
de dichos asfáltenos tiene más grupos polares y heteroatomos por molécula comparados
con otros petróleos crudos. Esta característica aumenta la afinidad del asfálteno por la
fase del agua y hace más fácil la agregación y la migración a la interfaz.
En otros crudos de alto peso molecular, el aumento de concentración de asfáltenos mayor
al 1% no aumenta la estabilidad de la emulsión probablemente porque la interfaz es
saturada y la difusión molecular en este caso es más lenta; esto quiere decir que la rigidez
de la película de la interfaz y la conformación depende de la naturaleza de los asfáltenos.
La cinética de liberación de agua es diferente para cada muestra y eso depende del tipo y
la concentración de los asfáltenos presentes.
Pruebas De Laboratorio10
PROCEDIMIENTO 8
Análisis de estabilidad y depósitos en campo
Tres pruebas son usadas juntas para acceder a la estabilidad de un petróleo crudo y la
propensión de asfaltenos para depositarse o sedimentarse en sistemas de producción son
usados. Estas pruebas incluyen SARA (la fracción del peso de Saturates, Aromatics,
Resinas, Asphaltenes), screen, Oliensis post test, y

AsphaltenePrecipitationDetectionApparatus (APDU).
El análisis SARA del petróleo crudo fue realizado usando un método modificado IP-143.
Los asphaltenes fueron insoluble en el heptano, el cloruro de metileno fracción soluble.
Los componentes saturados, aromáticos y de resina estaban separados usando
cromatografía líquida. De los datos SARA, la proporción de asfalteno/resina y el índice de
inestabilidad coloidal (CII) del aceite se calcula.
El índice de inestabilidad coloidal (CII) considera un petróleo crudo como un sistema
coloide hecho de seudocomponentes saturados, aromaticos, resinas y asfaltenos. Se
calcula como la proporción de la suma de las fracciones de los saturados y asfaltenos
sobre la suma de las fracciones aromáticas y resinas. Los aceites con un CII debajo 0.7 son
considerados estables mientras con un CII arriba 0.9 son considerados muy inestables. Un
CII de 0.7-0.9 muestra indicios de un aceite con inestabilidad moderada.
Oliensis post testda una indicación rápida de qué tan estable es un petróleo crudo.
Muestra la cantidad de cetano necesario para desestabilizar asfaltenos en 5 gramos de
petróleo crudo. Un aceite muy inestable tendría un número de spot test menos de 3. Los
aceites con número de spot test de 9 o menos han sido conocidos para exhibir problemas
de depositacion de asfaltenos.
El AsphaltenePrecipitationDetectionUnit (APDU) es un sistema de detección de sólidos
que usa un láser NIR para determinar el principio de floculación del asfalteno durante la
titulación del aceite con heptano. La configuración mide el poder de luz transmitida a
través de petróleo crudo cuando un titulante (el heptano en este caso) es añadido. En los
estadios iniciales de titulación, la densidad óptica del petróleo crudo decrece cuando el
heptano se agrega y por lo tanto el poder de luz transmitida se aumenta hasta el principio
de floculación del asfalteno a tal punto que el poder de luz transmitida comienza a
disminuir. El APDU así mide la cantidad de heptano necesitado para causar el principio de
floculación. Un petróleo crudo estable requiere más heptano y viceversa.
La Selección Química.
Si los análisis de estabilidad indican que los asfaltenos en el petróleo crudo son inestables.
Un producto químico adecuado para inhibir los asfaltenos debe ser usado. 36 diferentes
desemulsificantes de NalcoEnergyServices, que abarcan 6 familias químicas (ver tabla 1),
usadas en el estudio de cada emulsión.

PROCEDIMIENTO 7
La Prueba De Precipitación de Heptano.
La prueba de precipitación de heptano se usa para determinar la función del inhibidor de
asfalteno en aceites muertos. Cuatro microlitros de producto químico son añadidos a 10
mL de heptano y se mezclan muy bien. Cien microlitros de petróleo crudo son inyectados
en la mezcla resultante. Esta solución se deja en reposo por 45 minutos y luego es
centrifugada. Un mililitro de los flotantes fue pipetiado y diluido con cuatro ml de tolueno.
La absorbancia de esto estaba entonces medida en 440 nm con un espectrómetro UV-vis.
Un buen inhibidor mantiene la mayoría de los asfaltenos en la solución resultando una
absorbancia alta. Los resultados de la prueba de precipitación de heptano, se calculan
como el %Inhibición para varios inhibidores de asfaltenos.
PROCEDIMIENTO 9
Detección química de aceite vivo
Los experimentos de alta presión son hechos en una celda PVT de alta presión equipada
con un sistema de detección de sólidos (SDS). La utilidad del equipo recae sobre el hecho
que mide función de inhibidor del asfalteno por debajo de las condiciones actuales de la
cara del pozo. El equipo mide la presión de principio de precipitación de asfalteno, el
punto de burbujeo del petróleo crudo, y la cantidad de asfaltenos depositados y
precipitados. Los depósitos de asfaltenos dentro de la celda, en la mezcladora y la capsula
son recolectados con un lavado de tolueno. El tolueno es luego evaporado y los sólidos
son analizados gravimétricamente. Los aslfatenos que se condensaron pero no se
depositaron fueron recolectados por la filtración de volumen a baja presión.
PROCEDIMIENTO 6
EXPERIMENTO DE TITULACION12
Una serie de experimento fue corrido para determinar la cantidad de asfaltenos
precipitados cuando el aceite crudo fue filtrado con varios alcanos. Numerosos métodos
de filtración fueron hechos para separar los asfaltenos precipitados y una filtración
gravitacional simple fue encontrada para ser la más apropiada por análisis de rutinas. El
siguiente procedimiento fue usado:

1. 5 gramos de centrifugado de aceite fue colocado en un matraz conico y un
apropiado volumen de n alcano fue añadido para conseguir la relación solvente
deseada. El matraz fue tapado y agitado hasta que el aceite fue disuelto. La mezcla
fue dejada toda la noche para asegurar la precipitación de asfaltenos.
2. La solución de n-alcano y de asfaltenos fue filtrada usando un filtro Whatman No
42. El matraz fue lavado con pequeñas volúmenes de n alcano para asegurar que
todo el aceite disolvió fue transferido a través del filtro. Si requiere, el papel filtro
fue lavado hasta que el filtro tenga menos color.
3. Los asfaltenos en el papel filtro fueron lavados con varios volúmenes de tolueno
sobre un vaso pre-pesado o un plato de vaporización. Los asfaltenos remanentes
en el matraz fueron transferidos dentro del plato de vaporización después de
disolverlo en tolueno.
4. La solución de tolueno fue luego permitida para evaporar en una campana
extractora de humos usando rápido flujo de aire sobre la solución. Una vez el
tolueno ha evaporado, los asfaltenos fueron secados sobre una temperatura
aproximada de 75ºC por 4 horas. El evaporador vessel fue luego enfriado y re-
pesado, y los resultados fueron reportados como porcentaje asfaltenos
precipitado.
PROCEDIMIENTO 16
Extracción de asfáltenos4
Los asfáltenos se pueden destilar de crudos a presión atmosférica y por debajo de vacío
(20 mm Hg) siguiendo los procedimientos ASTM (ASTM D-89 y D-1160).
Luego con el residuo sólido obtenido se somete a un tratamiento con n-C7 en una relación
volumétrica 1:25 (residuo/n-C7), la muestra se sacude por 24 horas, se deja en reposo por
otras 24 horas y luego se filtra a través de un embudo Buchnner en un vaso poroso con
ayuda de una bomba de vacío.
El precipitado se lava usando n-C7 caliente en un extractor Soxhlet para extraer las resinas
que puedan precipitar con los asfáltenos. El n-C7 que queda con los asfáltenos se elimina
por evaporación en una cámara secadora por debajo de vacío (60 ° C y 18 mmHg) hasta
que se alcance una masa constante.
Finalmente los asfáltenos se pulverizan y se guardan en vasos de ambar bajo nitrógeno
para evitar la oxidación química.
7.2 RESINAS
PROCEDIMIENTO 12
Materiales 2
Los solventes orgánicos usados son: tolueno (99.5% pureza), n-heptano (99.9% pureza),
benceno (100%), y metanol (99.8%). Todos los químicos son usados sin purificación. El
agua destilada con ph de 6. Silica gel 60 usada para la absorción de las fracciones de
resinas de la muestra de crudo.
Separación de asfáltenos y resinas de aceites crudos2

Aceite crudo fueron agitadas durante la noche para asegurar la homogeneidad de cada
muestra. Heptano normal fue adicionado de ultimo al aceite crudo en una relación 10:1 en
volumen para precipitar los asfáltenos. La mezcla de aceite crudo y heptano fue guardada
en la noche antes del solido fue separado usando filtración al vacío. El precipitado
separado fue lavado con exceso de heptano, y además el lavado fue hecho en un extractor
soxhlet con n heptano para remover las resinas residuales que pudieron ser absorbidas
por la evaporización bajo presiones reducidas y secas a 60 C en la noche.
Para la resina obtenida el n heptano filtrado conteniendo asfáltenos aceite fueron
mezclado con silica hasta que se formó una masa viscosa. La silica fue luego removida por
filtración y lavado con exceso de n heptano hasta que el solvente remanente cambio de
color. Una mezcla de benceno-metanol (in 90 a 10 relación de volumen) fue usado para
desorber las resinas. El solvente fue luego evaporado por debajo de la presión reducida y
seca a 60 C durante la noche
Preparación de emulsiones de agua en aceite.
Tres tipos de modelos de emulsiones fueron preparadas: 1) sistema consiste de
asfáltenos, resinas, heptano, tolueno y agua; 2) sistema consistente de muestra de crudo
con agua; 3) sistema consistente de muestra de crudo, tolueno, resinas y agua.
Preparaciones adicionales no fueron requeridas para las mezclas de crudo y agua. Para
preparar el primer tipo de emulsión modelo, las resinas y asfáltenos fueron disueltos en
tolueno y luego heptano fue adicionado para formar la composición dada.
El contenido de tolueno y heptano es denotado como “heptol X” donde X es la fracción en
volumen del heptano. Por ejemplo, “heptol 60” consiste de 60% heptano y 40% de
tolueno en volumen. Las muestras modelos de aceite fueron preparadas con 1 o 5 kg/m3
de asfáltenos y hasta 10 kg/m3 de resinas en 20 cm3 de solución solvente. Para preparar
el tercer tipo de emulsión modelo, una cantidad dada de resina fueron disueltas en 10
cm3 de tolueno y luego mezclado con 10 cm3 de la muestra de crudo. La solución final fue
mezclada usando un mezclador/emulsificador SILVERSON MODELO SL2 por 1 minuto a
9000 rpm.
Un volumen igual de agua destilada de un PH dado fue adicionado lentamente para la
preparación de muestras de la fase aceite por 5 minutos mientras se mezclaba a 9000
rpm. Por lo tanto, la fracción de volumen de agua fue 50% en todos los casos. Las
muestras de emulsión fueron transferidas inmediatamente a tubos de centrifuga de 10 ml
y dejados por 1.5 horas a temperatura ambiente. El PH del agua destilada fue ajustado de
antemano con soluciones diluidas de hidróxido de sodio (0.1 ml) y HCl (0.1 ml).
Pruebas de estabilidad de emulsiones
La estabilidad de la emulsión cargada fue determinada en términos de cantidad de agua
separada de tiempo bajo emulsión. Los tubos de la centrifuga fueron tapados para
prevenir la evaporación del solvente, centrifugado a 4000 rpm por 5 minutos, y luego
transferidos a 60 C el agua por 2 horas. Fueron centrifugados de nuevo por 5 minutos y
calentados por otras 2 horas. Calentamiento sucesivo y centrifuga fue repetido por 12
horas o hasta no apreciar cambios en la cantidad de agua separada fue observado. La

cantidad de agua separada de la emulsión fue reportada como porcentaje en volumen del
contenido de agua inicial de la muestra de emulsión.
7.3 CERAS: TEMPERATURA DE CRISTALIZACIÓN
CERAS (WAX)13
Fluidos hidrocarburos paranínficos pueden causar variedad de problemas en un sistema
de producción que van desde emulsiones por solidos estabilizados a geles en la línea de
flujo. Problemas causados por ceras ocurren cuando el fluido se enfria desde el
condiciones yacimiento y cristalización de ceras comienza a formarse. La temperatura a la
cual los primeros cristales comienzan a formarse es llamada punto de venteo o
coludpoint). A temperaturas por debajo del cloudpoint, los cristales comienzan a formarse
y crecer. Los cristales pueden formar también en el fluido partículas que son
transportadas o depositadas en una superficie fría donde los cristales se reunirán y
obstruirán la superficie.
Hay dos hechos principales que causan problemas durante la producción, el primero la
formación de gel y el segundo la depositacion.
Las ceras en el crudo son compuestas principalmente de parafinas, estas son blancas,
inodoro, insípido, inertes químicamente y compuestos de hidrocarburos saturados. Las
parafinas son fáciles de medir por cromatografía de gas de alta temperatura (HTGC).
La técnica HTGC mide la cantidad de cada n-alcano en la muestra. La suma de los n-
alcanos mayor a 20 carbonos es reportado como n-parafina o contenido de cera en el
aceite.
IP 143 (SARA), true boilingpoint (TBP), destilación simulada (ASTM D2887), y análisis
cromatografico son pocos de los métodos que son usados para caracterizar fluidos
hidrocarburos.
El cloudpoint puede ser medido por escaneo de calorimetría diferencial o
differentialscanningcalorimetry (DSC), crossedpolarizedmicroscopy (CPM), viscosidad, y
medición visual directa. Sin embargo, CPM parece dar mejores resultados que los demás
métodos.
SPE 62945, MEASUREMENT OF WAXY CRUDE PROPERTIES USING NOVEL LABORATORY
TECHNIQUES. Kunal Karan and John Ratulowski, SPE, DB, Robinson Research Ltd.
WAW APPEARENCE TEMPERATURE (WAT)6
TEMPERATURA APARENTE CERA
Existen técnicas para determinar el WAT. Entre los procedimientos se encuentran: Visual
ASTM D2500-66 method, filter plugging (FP) y cross polar microscopy (CPM), light
transmission, Fourier trasnform infrared (FTIR) light scattering, differential scanning
calorimetery (DSC)
POUR POINT (PP)6
PUNTO DE CONGELACION

Aunque existen métodos complejos para medir el PP, algunos se basan en la norma ASTM
method D-97 y recientemente ASTM D 5853-95 ha sido especificado para la medición del
PP del crudo.
GEL STREGHT (RESISTENCIA GEL) 6
Hay dos técnicas extensamente desarrolladas para la medición de resistencia gel. El
modelo prueba de tubería (MPT-MODEL PIPELINE TEST) y el reómetro controlador de
esfuerzos (CSR-CONTROLLED STRESS RHEOMETER). Comparaciones de campo para el yield
stress muestran que con CSR generalmente son resultados más altos que con MPT.
TECNICAS EXPERIMENTALES6
En esta sección, las técnicas experimentales desarrolladas para medir el WAT (WAX
APPEARANCE TEMPERATURE), punto de congelación aceite vivo (Live oilPP) y resistencia
del gel del aceite vivo (Live oilgel strength) son descritos.
PROCEDIMIENTO 2
Medición WAT de STO por CPM6
Es basado en el principio que todo material cristalino rota el plano de luz polarizada.
Descripción del aparato: los componentes claves del CPM son una fuente de luz, un filtro
IR, un polizador, un programable y etapa caliente de temperatura controlada, un
analizador, una cámara de video y una cámara de video de grabación, un monitor de video
y un computador.
Método Experimental: el experimento inicia transfiriendo una gota de STO equilibrada a
60 o 80 ºC a un crisol transparente y tapándolo con una deslizable de vidrio. El crisol se
coloca dentro de la etapa de temperatura controlada del microscopio. La muestra se ve
por medio del microscopio a través del foco. Después, el aceite es calentado en el fondo a
una temperatura inicial de (60 o 80 ºC) y luego es lentamente enfriado a una tasa de 1
ºC/min. Una grabación de video de la corrida experimental es desarrollado y el WAT es
determinado como la temperatura a la cual el primer cristal aparece en el campo de
visión.
PROCEDIMIENTO 3
Medición WAT de STO por el método de transmisión de luz (LT)6
El WAT del STO y crudo vivo es medido usando un sistema de detección de solidos (SDS)
basado en el método de transmisión de luz (LT)
Descripción del aparato: los componentes claves del SDS son un láser de fuente luz, un
medidor de potencia tipo detector y una celda visual de alta presión.
Método experimental: el experimento inicia desplazando el fluido prueba, como fase
liquida por encima de la temperatura y presión de prueba, dentro de una celda visual de
alta presión. Luego al fluido se le baja la temperatura a la presión de prueba y se espera el
equilibrio, luego se retira de la celda el vapor generado. Un escaneo de referencia de la
potencia de trasmisión de luz (PLT) se recolecta a través del líquido saturado. El aceite
luego es enfriado isobáricamente a un tasa de enfriamiento controlada. La presión es
mantenida usando una bomba de desplazamiento. Durante el enfriamiento, ambas la

temperatura y la PLT son monitoreadas y grabadas. El grafico de temperatura versus
tiempo durante el enfriamiento 24, la máxima tasa de enfriamiento es calculada como 0.5
ºC/min (1ºF/min). El principio de precipitación de cera es considerado por ser el punto de
cambio de la pendiente PLT en el gráfico de PLT versus tiempo.
PROCEDIMIENTO 17
Medición WAT de aceite presurizado para una alta presión CPM6
Un nuevo microscopio de alta presion (HPM) ha sido recientemente desarrollado para la
detección visual de la precipitación de solidos organicos durante un enfriamiento
isobárico, despresurización isotérmica y pruebas de filtración isobáricas-isotermicas. El
microscopio es situado a 138 MPa (20000 psi) y 200ºC. El HPM puede ser usado para
adicionar a la SDS o en forma independiente.
Descripción del aparato: un diagrama esquemático de la configuracion del experimento
usado para la medición de WAT de presión del aceite es mostrado en la figura 1. Los
componentes claves de la configuración son las bombas de desplazamiento, un
microscopio de alta presión, una videocámara y una videocámara de grabación, un
monitor de video, un termoacople. El termoacople está ubicado en un termopozo en la
etapa HPM.
Método experimental: para medición de WAT, la etapa HPM debe ser completamente
limpiada y evacuada. El fluido caliente de prueba es introducido dentro de la etapa HPM,
la cual es térmicamente equilibrada a 80ºC. el fluido prueba es luego presurizado a la
presión de prueba requerida. La muestra de aceite es traída dentro del campo de visión y
bajo el foco. La temperatura del horno es luego colocada a 20ºC y el aceite es dejado
enfriar a una tasa controlada. La temperatura es monitoria y grabada durante la corrida
completa. Durante el enfriamiento, la presión del fluido es mantenida usando una bomba.
Un video grabado del fluido observando a través del microscopio fue desarrollado. El WAT
es determinado como la temperatura a la cual las ceras se cristalizan primero en el campo
de visión.
PROCEDIMIENTO 4
Medición de PP del aceite vivo por técnica visual6
Como aparato experimental para la medición del PP del aceite vivo fue diseñado basado
en la prueba ASTM D97.
Descripción del aparato: la prueba vessel es un tubo zafiro de 2.54 cm ID y 15 cm de largo.
El tubo es montado en un brazo adjunto a la mesa vibración libre. El tubo y el montaje son
llevados en una temperatura controlada del horno.
Método experimental: el experimento inicia permitiendo que los tubos zafiro se
equilibren a la temperatura inicial de 60 o 80ºC. Luego, la recombinación de gas es llenada
en el tubo zafiro y presurizada lentamente hasta la presión de prueba. Una siguiente
muestra de crudo vivo equilibrada es cargada en el tubo zafiro por deslazamiento de gas
isobáricamente a través del regulador de presión de fondo. Aproximadamente 40 cm3 de
muestra de crudo vivo debe ser cargado en el tubo. La temperatura del horno es
cambiada como para el método ASTM D97. La temperatura del aceite es monitoreado y el
tubo fue inclinado a varios 2 -3ºC caída en temperatura para revisar la fluidez del aceite.

La temperatura a la cual el aceite vivo es cesado para fluir es considerada por ser el punto
de congelación PP.
PROCEDIMIENTO 5
Medición de la resistencia gel por el modelo de alta presión de tubería de aparato de
prueba.6
La resistencia gel o la resistencia cedencia de ceras de crudos ha sido determinada usando
el modelo de tubería de aparato de prueba (MPT). Un diagrama esquemático del modelo
de tubería de aparato de prueba es mostrado en la figura 2.
Descripción del aparato: el aparato consiste de 2 bobinas de acero inoxidable- cada una
de 7.04 cm ID por 6.10 m largo- que son llevados a un baño de temperatura controlada. El
volumen total de cada bobina es 240 cm3. Sin embargo, para cada experimento
aproximadamente 300 o 600 cm3 de muestra de aceite pueden ser requeridos
dependiendo si uno o las dos bobinas son usadas. El aparato funciona a 200MPa y 100ºC.
Método experimental: el experimento involucra 4 principales pasos, es decir,
precalentamiento termal, carga del aceite, enfriamiento y, finalmente ungelling. El
precalentamiento termal de aceite es una parte importante del experimento. En este
estudio, las muestras se mantienen a 60 o 80ºC (o alguna temperatura especificada) en un
horno por 12 horas o más para borrar la historia termal.
El aceite es entonces circulado a través de las bobinas por menos de 30 minutos. Este
método ayuda a remover alguna burbuja de aire atrapada de las bobinas, las cuales
podrían afectar drásticamente la medición de resistencia gel.
Después de la circulación, las bombas son aisladas de las bobinas mientras la línea de flujo
es conectada al contenedor de aceite (contenedor aceite a temperatura especificada) para
que la entrada de la bobina se abra para compensar la contracción térmica durante el
enfriamiento.
Para la carga de aceite vivo, un procedimiento diferente es seguido. Después de la
evacuación de las bobinas y las líneas, la saturación de gas (recombinación) es cargada
dentro del sistema y presurizada a la presión de prueba. La presión es controlada por el
regulador de presión. El aceite vivo es llenado en las bobinas y conectado a las líneas por
desplazamiento del gas presurizado a través del regulador de presión. El procedimiento
después de cargar la muestra es el mismo para la medición STO y es descrito abajo.
Luego, el aceite es enfriado bajo condiciones estáticas a la tasa especificada hasta la
temperatura final. La tasa de enfriamiento variada de prueba en prueba y el rango esta
entre 5 y 10 ºC/min.
Después de la temperatura destino o temperatura vieja es alcanzada, el aceite es llevado
por un tiempo de 12 horas o más para permitir que el aceite desarrolle la resistencia gel.
Después, el proceso de ungelling fue comenzado presurizando las bobinas con gas
nitrógeno. Para este propósito, la bomba y los mismos cilindros son aislados de las
bobinas. La presión de Nitrógeno es aumentada en etapas de 6.89 kPa (1 psi) sobre un
rango de 0-68.9 Kpa (0-10 psi), 13.8 kPa (2 psi) sobre un rango de 68.9-206.8 kPa (10-30
psi) y 34.5 kPa (5 psi) después de eso. Exactamente 5 minutos son permitidos entre cada
presión. La presión a la cual el aceite comienza a moverse para tener comienzo de
movimiento es considerado como YieldPressure o presión de cedencia.

Calculo de la resistencia gel
La presión de cedencia (ty) es calculada de la medición de la presión de cedencia usando
el siguiente balance de fuerzas:
Ty=PD/4L
P=presiónungelling
D=ID tubo
L=longitud de la bobina
7.4 RELACIÓN RESINAS/ASFÁLTENOS (R/A)
RESINAS Y ASFALTENOS8
Aunque los asfaltenos y las resinas tienen estructura molecular similar pero las resinas son
menos polares, menos aromáticas y tienen baja masa molar que los asfaltenos. Las resinas
no son conocidas por desitarse por si misma, pero ellas depositan junto con los asfaltenos.
Tan solo como los asfaltenostiene una definición de procesal, las resinas también son
definidas procesalmente. Hay dos enfoques para definir resinas. En un primer enfoque el
material que precipita con adicion de propano, pero no con n-heptano, es considerado
para constituir las resinas. No hay un acuerdo universal sobre el par propano/nheptano,
pero la idea general es que las resinas son solubles en alcanos de alto peso molecular,
pero insoluble en alcanos de bajo peso molecular. Un método estándar existe para
cuantificar las resinas para enfoques completamente diferentes. Eso involucra un tiempo-
consumo de separación cromatografica de los asfaltenos del aceite en saturados,
aromáticosy resinas, conocidos como el análisis SARA es representado en la figura 4 y
explicado en la siguiente seccion. Los asfaltenos deben ser removidos antes que el fluido
es introducido dentro de la columna cromatografica porque remover cantidad de la
columna es imposible. Las resinas pueden ser convertidas a asfaltenos por oxidación. No
es probable asfaltenos, resinas sean asumidos por ser solubles en fluido petróleo. Resinas
pueras son liquidos pesados o solidos pegagosos y son tan volátiles como los
hidrocarburos del mismo peso.
El Efecto de la relación resina/asfálteno2-5
0.1 g de asfálteno y (0.05, 0.1, 0.5 y 1 g) de resina disueltos en 10 ml de tolueno por 10 ml
de n heptano para producir modelo de aceites teniendo resinas/asfáltenos de 0, 1:2, 1:1,
5:1 y 10:1, respectivamente.
7.5 RELACIÓN CERAS/ASFÁLTENOS (W/A)
Ceras y asfaltenos8
Las ceras y los asfaltenos coexisten en los principales yacimientos y hay diferencias
principales entre ceras y asfaltenos, las ceras son solubles en precipitantes comunes de los
asfaltenos como el n heptano, también las ceras tienen un punto de fusión definido
mientras que los asfaltenos se conocen por no tener punto de fusión definido. Aunque
ambos componentes tienen diferencias pero sus deposición pueden ocurrir

simultáneamente. Las moléculas de las ceras comparadas con los asfaltenos y resinas,
incluyen alcanos normales (parafinas) con 15 -80 atomos de carbón y muy pocas cadenas
ramificadas o no ramificadas. Las ceras pueden separarse del aceite crudo para formar
solidos estables como una forma de cristal debido, mayormente, para bajones de
temperatura. Justamente como los asfaltenos los cuales comienzan a flocular antes
depositar, las ceras van a través de procesos de cristalización los cuales son
principalmente debido a caídas de presion. Temperatura y composición son los 2 mayores
parámetros los cuales influencian la solubilidad de ceras en aceite, mientras la presion
tiene un efecto menor, a diferencia de los asfaltenos donde la presion juega un papel muy
importante en la estabilidad de los asfaltenos. Debido a una caída de temperatura notable
la cual ocurre durante el flujo de aceite atraves de facilidades de superficie, la mayoría de
los depósitos de ceras ocurren en estas facilidades. Si la temperatura aumenta la cera se
redisuelven de nuevo en el aceite crudo y los procesos son en su mayoría
termodinámicamente reversibles. Los procesos depositacion de ceras como asfaltenos
incluyen ttres estado los cuales son: separación de ceras, crecimiento de cristales de ceras
y depositacion de ceras.
Efecto de la relación Ceras/Asfáltenos (Wax/A)
Para estudiar el efecto de la relación cera / asfáltenos, muestras de emulsiones de
diferentes relaciones en peso de W/A se preparan para disolver varias cantidades de ceras
(wax) en el aceite crudo. Varias relaciones W/A desde 0.5:1 hasta 4:1 se usan para
preparar diferentes emulsiones.
El Efecto de Cambiar la relación cera/ asfálteno
El papel de cera en estabilizar agua en emulsión de aceite ha sido estudiado cambiando la
relación cera asfáltenos (W/A) y determinar que la cantidad de agua separada en sus
partes de emulsión en cada caso usando RA4 y BG74. La figura 4 y 5 muestra el efecto de
añadirle cantidad diversas de cera extraída de petróleos crudos kuwaitíes en la estabilidad
de agua en emulsión de petróleo crudo.
Los resultados obtenidos de estas figuras sugieren que en caso de petróleos crudos
teniendo alto contenido de cera, la formación de partículas de cera juegan un papel
importante en lo que se refiere a la estabilización de emulsión de agua en petróleo crudo.
Figura 4 y 5 muestran que en contenido bajo de cera (W/A 0.5:1) las emulsiones fueron
muy estable y ningún agua re disolvió. Sin embargo, aumentando la relación W/A de 1:1 a
2:1 fue encontrado para reducir la estabilidad de emulsión agua en aceite.
Son bien sabido esas partículas de cera que son aceite mojado pueden precipitar durante
la producción de aceite y el transporte si la temperatura del aceite cae debajo de la
temperatura de cristalización de cera. Con tal de que las partículas de cera permanezcan
mojadas de aceite, se quedan en la fase de aceite. Sin embargo, si los asfáltenos
agregados la adsorben en sus superficies la mojabilidad cambia de mojabilidad total de
aceite a mojabilidad mixta.
Esto ocurre cuando el lado hidrófobico del asfálteno agregado adsorba en una partícula de
cera, produciendo una parcial disolución de partículas. Esta disolución de partículas de
cera entonces emigraría a la interfaz de agua de aceite contribuyendo a la estabilidad de

la emulsión. En este estudio, esto ocurre en bajas relaciones W/A debajo de 1:1, donde la
adición de cera promovió la estabilidad de emulsiones. Los tipos de cristales de cera y su
cantidad así como también naturaleza cristalina de cera jugarán un papel clave en el
camino y cómo la cera podría interferir con el proceso de separación de agua-aceite.
La estabilidad de emulsiones muestra alto grado de dependencia de la temperatura para
petróleos crudos con alto contenido de cera. A temperatura muy por encima la
temperatura de cristalización de cera, el aceite y fase acuosa se separan inmediatamente.
Mientras a temperatura debajo de la temperatura de cristalización de cera la emulsión
muy estable es formada. Es bien sabido que las partículas sólidas pueden estabilizar la
emulsión dificultando la coalescencia. Cuando la cristalización de cera es dificultada o
cambiada, la estabilización debido a partículas de cera se vuelve menos importante. La
presencia de partículas de cera no es lo suficiente como para estabilizar emulsión sin la
presencia de asfáltenos y las resinas. Asfáltenos y resinas son moléculas polares tienen
una afinidad fuerte y adsorben en otro orgánico como ceras y solidos inorgánicos,
produciendo películas estabilizadas en emulsión en interfaces de aceite /agua y
contribuyendo a la formación de emulsiones estables.

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
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