El agua de formación no necesita ser invitada, llega al pozo con el crudo, se combina con los fluidos de inyección y, antes de que el supervisor de planta se dé cuenta, ya ha formado una emulsión estable que obstruye el separador de primera etapa.
Es entonces como, el análisis de emulsiones agua-petróleo se convierte en la herramienta que le permite al químico de procesos decidir si inyecta 30ppm de demulsificante o si necesita subir a 250ppm antes de que el crudo llegue al oleoducto.
El problema empieza mucho antes del separador
Las emulsiones agua-petróleo no aparecen de la nada, el crudo arrastra asfaltenos, resinas y ácidos nafténicos que actúan como surfactantes naturales y, cuando estos compuestos se absorben en la interfase de las gotas de agua, forman una película rígida que impide la coalescencia. En campos con crudo pesado (menor de 20 °API), este fenómeno se acelera, ya que la viscosidad del medio externo imposibilita el drenaje intergota. Un crudo 16°API con 20% v/v de BSW puede tardar horas separándose por gravedad si no se interviene con química o calor.
Mediante el análisis de las emulsiones agua-petróleo se puede determinar qué agentes estabilizan la mezcla. La norma ASTM D4007 mide agua y sedimentos en crudo por centrifugación, mientras que la norma ASTM D4928-12 mide contenido de agua por titulación coulométrica de Karl Fischer con un rango operativo que va desde 1 ppm hasta 5 % H₂O. Estos dos métodos le dan al ingeniero de yacimientos una línea base numérica antes de probar cualquier tratamiento.
¿Qué revela una muestra bien tomada?
El laboratorio FIRP de la Universidad de Los Andes establece cuatro reglas para el muestreo de emulsiones: la muestra debe contener los químicos presentes en el sistema (inhibidores de corrosión, parafinas), debe ser fresca para evitar el envejecimiento de la interfase y debe simular las condiciones de agitación y temperatura del campo. Si el químico de procesos toma la muestra de un punto muerto del separador, los resultados del laboratorio no servirán para ajustar la dosificación en la cabeza de pozo.
En el análisis de emulsiones agua-petróleo con muestras frescas, el equipo es capaz de detectar la presencia de sólidos finos, como: arcillas, sulfuros de hierro, incrustaciones; que actúan como estabilizadores físicos de las emulsiones Pickering. Estos sólidos no responden a los emulsificantes convencionales y, por lo tanto, el laboratorio debe identificarlos antes de que el supervisor apruebe la compra de químicos que no serán efectivos.
La prueba de botella sigue siendo el estándar
La prueba de botella consiste en colocar 100 ml de emulsión fresca en cada recipiente, dosificar diferentes concentraciones de demulsificante y dejar una botella patrón sin tratamiento. Cada 30 minutos el técnico lee el volumen de agua coalescida y evalúa la calidad de la interfase; con esa data construye la curva de porcentaje de agua separada versus tiempo, lo que le permite calcular el tiempo necesario para separar la mitad o dos tercios del volumen acuoso.
El tratamiento de emulsiones en campo depende directamente de estos resultados. Un buen deshidratante suele requerir entre 10 y 100 ppm para crudos ligeros, aunque los crudos pesados pueden demandar hasta 1.000 ppm en casos extremos. La prueba de botella también detecta el sobretratamiento, que ocurre cuando el exceso de surfactante inyectado forma micelas y estabiliza la emulsión en lugar de romperla.
Pero ahora, ¿Cómo se mide la estabilidad real de la emulsión?
No se puede medir la estabilidad de emulsiones al ojo, el laboratorio utiliza la prueba Thief para cuantificar el porcentaje de agua y emulsión presente en la zona cercana a la interfase y así evaluar la eficiencia del demulsificante. La prueba compuesta se refiere al desempeño del producto durante toda la fase aceite, luego que se ha drenado el agua del tratador. Estas dos pruebas le dicen al gerente de producción si el químico escogido resuelve el problema o simplemente lo corre a otra etapa del proceso.
El análisis de emulsiones agua-petróleo también puede incorporar la evaluación de tensiones interfaciales mediante el método de gota pendiente o la medición de presión superficial. Estas técnicas identifican interacciones sinérgicas entre aditivos, algo crítico porque los inhibidores de corrosión solubles en agua y aceite incrementan la estabilidad de la emulsión de manera significativa. Si el laboratorio no mide este efecto, el campo inyecta un químico que combate la corrosión, pero sabotea la deshidratación.
¿Cuándo un demulsificante vale la inversión?
La elección del demulsificante adecuado es un trabajo de carácter empírico, no existe una fórmula universal que funcione para todos los crudos, sin embargo, el producto debe migrar desde la fase aceite hacia la interfase de la gota de agua, competir por el área interfacial con los emulsionantes naturales y debilitar la película estabilizadora de asfaltenos y resinas. La velocidad de adsorción depende de la masa molecular del surfactante, de su estructura y de su hidrofilicidad.
En el Terminal Bayovar de Petroperú, por ejemplo, el equipo aplicó el demulsificante DMO46X de Baker Hughes a concentraciones de 25, 50, 75, 100, 150, 200 y 250 ppm sobre crudo Loreto; las pruebas de laboratorio determinaron que la inyección en la tubería del oleoducto durante la recepción del crudo ofrecía mejor desempeño que la aplicación directa en los tanques de almacenamiento. Este tipo de análisis de emulsiones agua-petróleo evita que la compañía gaste químicos en el lugar equivocado del proceso.
En base a todo este análisis podemos decir que, el gerente de planta que ignora el laboratorio termina pagando dos veces: primero por el crudo que no cumple la especificación de BSW del oleoducto y después por los paros de producción que exige la refinería cuando rechaza el cargamento.
La estabilidad de las emulsiones se resuelve en el laboratorio, no en el separador a las tres de la mañana con el tratador fuera de servicio.