Tratamiento de emulsiones

Los hidrocarburos procedentes de los pozos son, en la mayoría de los casos, una mezcla de crudo, gas y agua. A medida que más yacimientos llevan años en explotación, su presión disminuye y es necesario mantener la presión del reservorio mediante la inyección de agua. Por ello, el llamado corte de agua, es decir, el porcentaje de agua en el crudo, aumenta continuamente. En la industria de los hidrocarburos, una emulsión suele ser una mezcla de agua y petróleo. Se produce por fuerzas mecánicas que mezclan ambos líquidos. Esta mezcla ocurre en todas las estaciones de bombeo y también cuando hay muchas incrustaciones en la tubería: al pasar el crudo (petróleo y agua) por superficies irregulares, se generan turbulencias que forman emulsión. Lo mismo sucede en los codos o en cualquier otro punto donde se aplique fuerza mecánica directa o indirectamente al crudo. El problema de la emulsión en la industria petrolera es que hay que volver a separarla en agua y petróleo para seguir procesando los líquidos. Para evitar la emulsión se añaden al crudo grandes cantidades de los llamados desemulsionantes. El desemulsionante es el producto químico utilizado para impedir que se forme emulsión en el crudo. Para obtener crudo de calidad de exportación, con un 0,5 % de BSW, los desemulsionantes suponen un costo adicional de productos químicos para la empresa petrolera. En las plantas de tratamiento suele haber ETP, o plantas de tratamiento de emulsiones, donde la emulsión recibida de los separadores se rompe mediante calor y productos químicos, agentes rompedores de lodos y/o desemulsionantes. La emulsión se calienta a unos 80 °C, temperatura a la que se rompe más fácilmente. Estas ETP son muy a menudo el cuello de botella de toda la terminal de crudo. Si la planta de tratamiento de emulsiones no puede recibir más emulsión, hay que reducir la entrada de crudo nuevo. Esto implica reducir la producción de crudo del yacimiento.

Merus reduce o detiene la formación de emulsión

Utilizando Merus en la fase de extracción, dentro del pozo o inmediatamente después, es posible reducir la cantidad de emulsión producida. Si en el propio pozo no se acumula parafina, o se acumula mucha menos, el flujo del crudo será más laminar y tendrá muy pocas turbulencias, por lo que se producirá mucha menos emulsión directamente en el pozo. Existen datos según los cuales, al utilizar Merus directamente en el pozo, la cantidad de emulsión pasó de alrededor del 20 % a menos del 10 %. Lo mismo ocurre en las líneas troncales y de flujo. Si hay menos parafina en la conducción, el flujo del crudo es más laminar y se produce menos emulsión. Hay indicios de que, al hacerlo, llega menos emulsión a la planta de tratamiento. Los datos que tenemos no son suficientes para establecer una tendencia clara. Si Merus se utiliza en tanques de decantación o separadores, la cantidad de emulsión vuelve a disminuir, como se explica en el apartado de separadores.

Ahorros de hasta el 30 % de los costos operativos

Los mayores ahorros se observan en el separador o en la propia terminal de crudo. Si se calculan únicamente los ahorros de productos químicos obtenidos al mejorar su eficacia, pueden alcanzar el 30 % de los costos operativos del proceso. Se observan reducciones de aproximadamente el 20 % de la emulsión nueva en una línea de entrada a la terminal. No se han calculado las ventajas de una mayor velocidad de separación en estos sistemas. Resulta muy difícil calcular el ahorro que supone reducir la emulsión desde el pozo o las líneas troncales, porque en la mayoría de los casos Merus no se instala con ese objetivo en los pozos o las líneas de flujo; su uso principal allí es evitar la deposición de parafina o el ensuciamiento. Para obtener una imagen clara de la mejora de la emulsión, habría que equipar con Merus todos los pozos conectados a una línea troncal que llegue a la terminal de crudo y así identificar claramente su evolución.

En cualquier caso, desde el punto de vista teórico parece posible reducir en un 20 % o más los costos operativos de todo el recorrido, desde el pozo hasta la terminal de crudo o el separador.

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