Que es el signo de una emulsión

LA Floculación ES UNA ETAPA REVERSIBLE DE “Colisión ENTRE GOTAS” QUE POR SU CARÁCTER DE REVERSIBILIDAD NO SIEMPRE CONDUCE A LA COALESCENCIA, ¿CUÁNDO ES MAYOR LA VELOCIDAD DE Floculación? 
1.- Mayor es el contenido de agua de la emulsión (existen muchas gotas por unidad de volumen de emulsión). 2.- La temperatura de la emulsión es alta (a mayor temp. Aumenta la frecuencia de choques entre gotas). 3.- La velocidad de la fase continua es baja (existe escasa resistencia del petróleo al movimiento de las gotas de agua que deben chocar). 4.- Se excitan por un modo externo los choques con campos eléctricos LA COALESCENCIA ES UNA ETAPA IRREVERSIBLE DE CRECIMIENTO DE LA GOTA,  ¿CUANDO ES MAYOR? 1.-
La velocidad de floculación es alta. 2.- La película interfacial es muy débil o poco estable (los químicos de  tratamiento contrarrestan el efecto de ciertos emulsificantes naturales). 3.- Se inactiva técnicamente la película interfacial por parafinas y/o asfaltenos sólidos.

EXISTEN 3 REQUISITOS PARA FORMAR UNA Emulsión, MENCIONE CUALES SON. 1.-

dos líquidos inmisciblescomo el agua y el aceite
2.- suficiente agitación para disparar uno de los líquidos en pequeñas gotas en el otro.
3.- un agente emulsificante para estabilizar las gotas dispersas en la fase continua CUALES SON LAS ACCIONES PRINCIPALES DE UN  DESEMULSIFICANTE?
1.- Fuerte atracción entre la interface aceite-agua. Ellos deben disparar y/o neutralizar a los emulsificantes presentes en la película de la interface. 2.- Floculación: neutralizan las cargas eléctricas repulsivas entre las gotas dispersas, permitiendo el contacto de las mismas. 3.-Coalescencia: permiten que pequeñas gotas se unan a gotas más grandes y que tengan suficiente peso para asentarse. Para esto se requiere que la película que rodea y estabiliza las gotas sea rota.

EXPLIQUE COMO SE LLEVA A CABO LA SELECCIÓN DE UN DESEMULSIFICANTE Y CUALES SON LOS Parámetros PRINCIPALES A OBSERVAR DE Acción PARA LA SELECCIÓN.

La selección y preparación del tipo de desemulsionante debe coincidir con el recipiente de tratamiento de la emulsión. Los tanque de lavado que tienen largo tiempo de retención (8-24 horas), requieren desemulsionantes de acción lenta. Por otro lado, los tratadores-calentadores y las unidades electrostáticas con corto tiempo de retención (15-60 minutos) requieren desemulsionantes de acción muy rápida. Problemas como precipitación de parafinas en climas fríos, incremento de sólidos, adición de compuestos químicos para estimulación de pozos, pueden requerir el cambio del desemulsionante inyectado en línea.

EN QUE CONSITE EL DASALADO DE CRUDO Y EN QUE RANGOS ESTA LA Concentración DE LA SALMUERA

El proceso de desalación consiste en la remoción de las pequeñas cantidades de sales inorgánicas, que generalmente quedan disueltas en el agua remanente, mediante la adición de una corriente de agua fresca (con bajo contenido de sales) a la corriente de crudo deshidratado. Posteriormente, se efectúa la separación de las fases agua y crudo, hasta alcanzar las especificaciones requeridas de contenido de agua y sales en el crudo. La salinidad de la fase acuosa varía desde 100 ppm hasta la saturación, que es de 300.000 ppm (30 % peso); sin embargo lo usual es encontrar salmueras en el rango de 20.000-150.000 ppm (2 a 15 % peso).

MENCIONES LOS Métodos PARA LA Deshidratación DE CRUDO Y EN QUE CONSISTE CADA UNO DE ELLOS

Dependiendo del tipo de aceite y de la disponibilidad de recursos se combinan cualquiera de los siguientes métodos típicos de deshidratación de crudo: Químico, térmico, mecánico y eléctrico. En general, se usa una combinación de los métodos térmicos y químicos con uno mecánico o eléctrico para lograr la deshidratación efectiva de la emulsión W/O.
El tratamiento químico consiste en aplicar un producto desemulsionante sintético denominado en las áreas operacionales de la industria petrolera como “química deshidratante”, el cual debe ser inyectado tan temprano como sea posible a nivel de superficie o en el fondo del pozo. Esto permite más tiempo de contacto y puede prevenir la formación de emulsión corriente abajo. La inyección de desemulsionante antes de una bomba, asegura un adecuado contacto con el crudo y minimiza la formación de emulsión por la acción de la bomba.
El tratamiento por calentamiento consiste en el calentamiento del crudo mediante equipos de intercambio de calor, tales como calentadores de crudo y hornos.
El tratamiento mecánico se caracteriza por utilizar equipos de separación dinámica que permiten la dispersión de las fases de la emulsión y aceleran el proceso de separación gravitacional. Entre ellos se encuentran los tanques de sedimentación llamados comúnmente tanques de lavado.
Para el tratamiento eléctrico se utilizan equipos denominados deshidratadores electrostáticos, y consiste en aplicar un campo eléctrico para acelerar el proceso de acercamiento de las gotas de fase dispersa.

INDIQUE EL PROCESO DE UN CALENTADOR A FUEGO DIRECTO, VENTAJAS Y DESVENTAJAS

En los calentadores de tipo directo el calor es transferido por contacto directo de la corriente alimentada con la superficie interna del calentador. Aunque este tipo presenta problemas de sedimentos y de corrosión pueden manejar mayores volúMenes de fluidos con menor gasto de combustible que los calentadores indirectos. Operan eficientemente en procesos de baja presión y donde los fluidos manejados no son muy corrosivos. Los más utilizados son los calentadores de fuego directo con cajas de fuego de tipo vertical. En los calentadores de tipo indirecto el proceso de transferencia de calor se efectúa mediante un baño de agua caliente, en el cual se encuentra sumergida la tubería que transporta la emulsión. Este tipo de calentadores disminuye el riesgo de explosión y son utilizados en instalaciones donde es posible recuperar calor, tales como el gas caliente de salida de las turbinas.

Ventajas

1. Reduce la viscosidad de la fase continua: un incremento en la temperatura de 10 °F baja la viscosidad de la emulsión por un factor de 2. 2. Incrementa el movimiento browniano y la colisión de las gotas de agua para su coalescencia. 3. Incrementa la diferencia de densidad entre la salmuera y el crudo. 4. Promueve una mejor distribución del desemulsionante. 5. Disuelve las parafinas cristalizadas que le dan estabilidad a las emulsiones. 6. Debilita la película de emulsionante que rodea a las gotas de agua.

Desventajas

1. Provoca la migración de los compuestos más volátiles del crudo hacia la fase gas. Esta pérdida de livianos ocasiona una disminución de volumen del crudo calentado y una disminución en su gravedad API. 2. Incrementa los costos de combustible. 3. Incrementa los riesgos en las instalaciones. 4. Requieren mayor instrumentación y control. 5. Causa depósitos de coke. 

¿QUE ES LA DESHIDRATACIÓN?

La deshidratación de crudoses el proceso mediante el cual se separa el agua asociada con el crudo, ya sea en forma emulsionada o libre, hasta lograr reducir su contenido a un porcentaje previamente especificado. Generalmente, este porcentaje es igual o inferior al 1 % de agua. Una parte del agua producida por el pozo petrolero, llamada agua libre, se separa fácilmente del crudo por acción de la gravedad, tan pronto como la velocidad de los fluidos es suficientemente baja. La otra parte del agua está íntimamente combinada con el crudo en forma de una emulsión de gotas de agua dispersadas en el aceite, la cual se llama emulsión agua/aceite (W/O).

COMO DEFINE A LOS COMPUESTOS NATURALES SURFACTANTES Y COMO Actúan

Los surfactantes naturalesse definen como macromoléculas con actividad Interfacial que tienen un alto contenido de aromáticos y por lo tanto relativamente planas con al menos un grupo polar y colas lipofílicas, con actividad interfacial. Estas moléculas pueden apilarse en forma de micelas. Se forman de las fracciones ácidas de asfaltenos, resinas, ácidos afténicos y materiales porfirínicos. Estos surfactantes pueden adsorberse a la interfase de la gota de agua y formar una película rígida que resulta en una alta estabilidad de la emulsión W/O formada, lo cual ocurre en menos de tres días. Es por eso, que la emulsión debe tratarse lo más pronto posible con diferentes agentes tales como: química deshidratante, calor, sedimentación por centrifugación o electrocoalescencia. La película interfacial formada estabiliza la emulsión debido a las siguientes causas: a) Aumenta la tensión interfacial. Por lo general, para emulsiones de crudo la tensión interfacial es de 30 a 36 mN/m. La presencia de sales también aumenta la tensión interfacial. B) Forman una barrera viscosa que inhibe la coalescencia de las gotas. Este tipo de película ha sido comparada con una envoltura plástica. C) Si el surfactante o partícula adsorbida en la interfase es polar, su carga eléctrica provoca que se repelan unas gotas con otras.

COMO SE PREVIENE LA Formación DE EMULSIONES EN EL Petróleo?

Algunos recomiendan inyectar el surfactante a fondo de pozo para prevenir la formación de la emulsión. Las recomendaciones anteriores no siempre son posibles lograrlas, por lo que en muchos casos es necesario prepararse para el rompimiento de la emulsión inevitablemente formada. La mejor forma de deshidratar es evitar que se produzca la emulsión o por lo menos reducir al máximo las condiciones que favorezcan la emulsionación, a saber la producción conjunta de varios fluidos y la agitación. En pozos fluyentes, una agitación considerable es generalmente causada por el gas disuelto saliendo de la solución (el gas se desorbe) conforme decrece la presión. Este gas también causa turbulencia cuando fluye junto con la mezcla difásica agua-aceite a través de accesorios y restricciones en la tubería de producción; pasa por supuesto lo mismo cuando se utiliza el levantamiento con gas. Esta turbulencia puede ser reducida, pero no eliminada, instalando un estrangulador de fondo. Este estrangulador reduce la estabilidad de la emulsión por las siguientes causas: a) Hay menos presión diferencial. B) La temperatura de fondo de pozo es considerablemente más alta que la temperatura en la superficie. 

MENCIONE LOS FACTORES QUE AFECTAN EL PROCESO DE Deshidratación Y QUE OCASIONAN LOS PRODUCTOS EMPLEADO EN ESTIMULACIONES Ácidas A LOS POZOS.

La adición de ácidos o bases inorgánicos cambia radicalmente la formación de películas de asfaltenos y resinas que estabilizan las emulsiones agua-aceite. Ajustando el pH se puede minimizar la rigidez de la película que estabiliza la emulsión y aumentar la tensión superficial. La estabilización de la tensión interfacial depende del pH de la fase acuosa, por lo cual la adsorción en la interfase presenta una histéresis que indica que las diferentes moléculas emulsionantes (surfactantes naturales que contienen grupos ácidos y bases) poseen cinéticas de equilibración muy diferentes.

¿DÓNDE Y CÓMO SE PRODUCEN LAS EMULSIONES AGUA EN PETRÓLEO?

Durante las operaciones de extracción del petróleo, la mezcla bifásica de petróleo crudo y agua de formación se desplazan en el medio poroso a una velocidad del orden de 1 pie/día, lo que es insuficiente para que se forme una emulsión. Sin embargo, al pasar por todo el aparataje de producción durante el levantamiento y el transporte en superficie (bombas, válvulas, codos, restricciones, etc.) se produce la agitación suficiente para que el agua se disperse en el petróleo en forma de emulsión W/O estabilizada por las especies de actividad interfacial presentes en el crudo. Las emulsiones formadas son macro-emulsiones W/O con diámetro de gota entre 0,1 a 100 μm.

MENCIONE LAS VENTAJAS Y DESVENTAJAS QUE TIENEN LOS EQUIPOS DE DESHITRATACION Electrostática

Las ventajas del tratamiento electrostáticos son: • La emulsión puede ser rota a temperaturas muy por abajo que la que requieren los tratadores calentadores. • Debido a que sus recipientes son mucho más pequeños que los calentadores, eliminadores de agua libre y gun-barrels, son ideales para plataformas petroleras marinas. • Pueden remover mayor cantidad de agua que otros tratadores. • Las bajas temperaturas de tratamiento provocan menores problemas de corrosión e incrustación. Entre las desventajas que presentan los equipos de deshidratación electrostática están: i. Requerimiento de supervisión constante en su operación. Ii. Instalación de sistemas de control más sofisticados, lo que incide tanto en los costos de operación como de inversión. Iii. Instalación de sistemas de carga para un mayor control de flujo al equipo, ya que necesitan para su operación condiciones de flujo estables y controladas. Iv. Los dispositivos del equipo podrían ser afectados por los cambios en las propiedades conductoras de los fluidos de alimentación, cuando se incrementa el agua, la salinidad y la presencia de sólidos. V. El nivel de agua libre es controlado por dos medidores de nivel en paralelo y con diferentes principios de operación. Esta es la variable más difícil de manejar, ya que un valor alto podría hacer que el agua tenga contacto con las parrillas energizadas y halla un corto circuito en el equipo y sus correspondientes daños al sistema eléctrico.

QUE ES EMULSIÓN Y PROBLEMÁTICAS QUE OCASIONAN EN LA DESHIDRATACIÓN DE CRUDO Y CUÁLES SON LOS ELEMENTOS QUE AYUDAN A ROMPER UNA EMULSIÓN.EMULSIÓN:

Es una mezcla íntima y estable de agua y aceite en un sistema heterogéneo constituido, por lo menos, por un líquido no miscible disperso en otro en forma de gotas. 

PROBLEMÁTICA:

Actualmente, el 90 % de las técnicas utilizadas para la extracción de petróleo crudo generan o agravan los problemas de emulsionación. Los químicos usados en las fracturas de la formación, estimulaciones de pozos, inhibición de corrosión, etc., frecuentemente causan problemas de emulsionación muy severos, por lo que existen también métodos para romperlas, tales como el calentamiento, aditivos químicos, tratamiento eléctrico y asentamiento. En los casos de bajo contenido de agua (< 10%)="" resulta="" ventajoso="" añadir="" agua="" en="" fondo="" de="" pozo="" antes="" que="" se="" produzca="" la="" emulsión="" porque="" así="" la="" emulsión="" formada="" será="" menos="" estable="" (el="" tamaño="" de="" gotas="" aumenta="" y="" se="" favorece="" la="" coalescencia).="">ELEMENTOS
Diversos estudios se han hecho sobre los mecanismos de ruptura de una emulsión W/O. Según el análisis de Jeffreys y Davies en 1971 estas etapas se reducen a tres:

- Etapa 1. Acercamiento macroscópico de las gotas

Cuando las gotas de fase dispersa son más o menos grandes se aproximan por sedimentació gravitacional, gobernadas por las leyes de Stokes (basada en la suposición de gotas esféricas rígidas, ecuación 5) o de Hadamard (movimiento convectivo interno en las gotas y efecto de la viscosidad de la fase interna, ecuación 6), pero sí son menores de 5 μm está presente el movimiento Browniano.

- Etapa 2. Drenaje de la película

Al final de la etapa anterior, las gotas se deforman y se genera una película intergota, dando inicio así a la segunda etapa del proceso llamada “drenaje de la película”, donde están involucrados fenómenos interfaciales relacionados con la presencia de surfactantes adsorbidos.

- Etapa 3. Coalescencia

La coalescencia se define como un fenómeno irreversible en el cual las gotas pierden su identidad, el área interfacial se reduce y también la energía libre del sistema (condición de inestabilidad). Sin embargo, este fenómeno se produce sólo cuando se vencen las barreras energéticas asociadas con las capas de emulsionante adsorbido y la película de fase continua entre las dos gotas. Esta etapa puede considerarse como instantánea respecto a las dos primeras etapas.

¿CUÁLES SON LOS AGENTES EMULSIONANTES?

Los agentes emulsionantesson numerosos y pueden ser clasificados de la siguiente manera: -
Compuestos naturales surfactantes tales como asfaltenos y resinas conteniendo ácidos orgánicos y bases, ácidos nafténicos, ácidos carboxílicos, compuestos de azufre, fenoles, cresoles y otros surfactantes naturales de alto peso molecular.
- Sólidos finamente divididos, tales como arena, arcilla, finos de formación, esquistos, lodos de perforación, fluidos para estimulación, incrustaciones minerales, productos de la corrosión (por ejemplo sulfuro de hierro, óxidos), parafinas, asfaltenos precipitados. Los fluidos para estimulación de pozos pueden contribuir a formar emulsiones muy estables. -
Químicos de producción añadidos tales como inhibidores de corrosión, biocidas, limpiadores, surfactantes y agentes humectantes.

EXPLIQUE CÓMO FUNCIONA EL ALMACENAMIENTO ESTRATÉGICO DE DOMOS SALINOS

ALMACENAJE, SE DEPOSITA UNA CAPA DE SALMUERA Y LUEGO SE ALMACENA EL ACEITE, EL CUAL PUEDE SER Extraído POSTERIORMENTE Tuzandepetl cuenta con 12 cavidades  -

Llenado

Es el desplazamiento por la tubería de explotación de salmuera contenida en la cavidad por la inyección de crudo por el espacio anular.   -

Vaciado

Es el desplazamiento por el espacio anular del crudo por la inyección de salmuera en el interior de la tubería de explotación. El crudo se recibe en Tuzandepetl y se envía al centro comercializador de crudo Palomas por medio de dos oleoductos, uno de 36"0 (crudo maya) y otro de 24"0 (crudo ltsmo u Olmeca) La utilización de las cavidades como instalación estratégica 'para el almacenamiento de petróleo crudo, es muy variada y puede originarse por las siguientes situaciones: -Cierre de terminales de exportación por condiciones climatológicas adversas a la navegación. -Retraso en el arribo de buque tanques. -En apoyo a la distribución de petróleo crudo al Sistema Nacional de Refinerías y Exportación. -Almacenamiento debido a la baja demanda, bajo precio o solicitud de clientes. -En apoyo al mantenimiento de instalaciones superficiales y de proceso. -En caso de accidentes en instalaciones superficiales en el sistema de producción, distribución y/o proceso. Las tres primeras, son las que han motivado el principal uso de las cavidades, evitando el cierre de pozos y los consecuentes problemas técnicos y económicos que esto ocasiona. 

PARA QUE USOS SE UTILIZA LA PLACA DE ORIFICIO Y CUÁL ES SU RANGO DE INCERTIDUMBRE?

Mecanismo que permite medir a través de una placa de cierto diámetro y que proporciona la información deseada de los volúMenes de gas inyectados al pozo. Consta de una placa perforada insertada en una tubería perpendicularmente a la dirección del flujo, dos tomas de presión conectadas antes y después de la placa para captar la diferencia de presión. Rango de incertidumbre 0.05 INDIQUE QUE ES LA COALESCENCIA EN UN PROCESO DE DESHIDRATACIÓN Y DONDE SE LLEVA A CABO.
La coalescencia se define como un fenómeno irreversible en el cual las gotas pierden su identidad, el área interfacial se reduce y también la energía libre del sistema (condición de inestabilidad). Sin embargo, este fenómeno se produce sólo cuando se vencen las barreras energéticas asociadas con las capas de emulsionante adsorbido y la película de fase continua entre las dos gotas. Esta etapa puede considerarse como instantánea. Se llea acabo en los separadores.

QUE ENTIENDE POR RIESGO MENCIONANDO LOS TIPOS DE ESTOS

Un riesgo en el ámbito laboral son los peligros a los cuales se expone el personal. Una combinación de la probabilidad que ocurra un accidente y sus consecuencias. Una condición química o física que tiene el potencial de causar lesiones a las personas, al medio ambiente, o la propiedad Pueden ser: *Geológicos: Volcanes, Grietas, terremotos *Hidrometeorológicos: Avalanchas, tormentas, inundación. *Sanitarios: Alimentos, infecciones plagas *Socio-organizativos: Mitines, marchas, eventos deportivos *Procesos: Fugas, incendios, explosiones

24.-CUALES SON LAS PRINCIPALES CAUSAS DE UN RIESGO

Error Humano: Negligencia, desconocimiento, omisión, comisión  Falla Técnica: Sistemas de Tuberías, mangueras, conexiones, filtros, bombas, compresores, tanques de almacenamiento, cilindros, tanques estacionarios, vehículos, sistemas de emergencias, manejo inadecuado de residuos.

25.- CUANDO APLICA UN ANÁLISIS DE RIESGO

Por normatividad:  *Cada 5 años( se recomienda que para los procesos de mayores riesgo, se realicen cada 5 años) *Cuando se lleve a cabo algún cambio en los procesos *Por termino de la vida útil de la instalación.

26.-MENCIONE LOS MÉTODOS CUALITATIVOS PARA ANALIZAR RIESGOS

Métodos Cualitativos de Identificación: *Análisis histórico de Accidentes *Checklist *What if? *Análisis de modo falla y efecto (AMFE): Es un proceso sistemático para la identificación de las fallas potenciales del diseño de un proceso, antes que estas ocurran. Identifica las acciones para eliminar o reducir la probabilidad de que ocurra la falla. Analiza la confiabilidad del sistema y documentación del proceso *Análisis detallado de Riesgo (ADR): Aplica a cualquier proyecto que maneje alguna sustancia en cantidad mayor a la establecida en el primer o segundo listado de Actividades altamente Riesgosas publicadas en el DOF. *Análisis HazOp: Es un método sistemático para identificar y evaluar el significado de todas las maneras en que una unidad del proceso puede funcionar mal o puede ser operada inadecuadamente. Esta concebido para identificar los riesgos potenciales del proceso que resultan de interacciones con el sistema o de condiciones mayores a los procesos. *Análisis Preliminar de riesgos -Métodos cualitativos de apoyo para la identificación: *PIRAMID *Auditorias de seguridad *Inspecciones de seguridad *Análisis histórico -Métodos semicualitativos de identificación: *Indic Dow(fuego y explosión) *Indice Mond(Fuego explosión y toxicidad.

INDIQUE LAS PARTES QUE COMPONEN UN TRATADOR Térmico HORIZONTAL Y COMO OPERA

El principio de tratamiento en un tratador térmico horizontal es muy similar al de uno de tipo vertical, solo con algunas diferencias debido a la forma.  La emulsión ingresa y es parcialmente desgasificada al chocar contra una placa deflectora que rodea a los tubos de  fuego.   Luego  es  direccionada  hacia  la  parte  de  abajo  del equipo  para  la separación  del  agua  libre  y  de  los  sedimentos.  Después,  la emulsión  asciende, es calentada  y  sufre  una  última  desgasificación.   Posteriormente,  a  través  de  un distribuidor pasa finalmente a la sección de coalescencia.

DIBUJE LAS PARTES QUE COMPONEN UN TANQUE GUN BARREL Y EXPLIQUE SU FUNCIONAMIENTO

Gas Equalizer, Salida de Gas, Entrada de gas, Emulsión, Gas, Crudo, Agua, Salida de crudo, Distribuidor, Salida de agua, Tubería conductora, Emulsión. Estos recipientes usualmente operan con media parte de agua (colchón de agua) y la otra parte lo cubre el petróleo. Su funcionamiento consiste en que la emulsión entra al área de desgasificación, donde se produce la liberación del gas remanente a través del sistema de venteo. Seguidamente, la fase líquida desciende por el tubo desgasificador y entra a la zona del agua de lavado a través de un distribuidor, que se encarga de esparcir la emulsión lo más finamente posible a fin de aumentar el área de contacto entre el agua de lavado y la emulsión, favoreciendo así la coalescencia de las partículas de agua. La emulsión fluye a través del agua en el interior del tanque de lavado siguiendo la trayectoria forzada por bafles internos que permiten incrementar el tiempo de residencia. El petróleo por ser más liviano que la emulsión asciende pasando a formar parte de la zona correspondiente al petróleo deshidratado. Este proceso de deshidratación se ve afectado por altas velocidades de flujo, exceso de gas, descensos en la temperatura del fluido y recuperación de emulsiones envejecidas; por lo tanto, la eficiencia del mismo depende del control total de estas variables. Tienen un tiempo deresidencia de 3 a 36 hrs.

INDIQUE LA CLASIFICACIÓN DE LOS MEDIDORES DE FLUJO, CUAL ES LA FINALIDAD E INDIQUE CUALES SE UTILIZAN COMO MEDICIÓN REFERENCIAL Y CUALES PARA TRANSFERENCIA DE CUSTODIA.

Finalidad: Medición de materia en movimiento  Medición referencial: miden el flujo de un fluido indirectamente, creando y midiendo una presión diferencial por medio de una obstrucción al flujo. La placa de orificio, El tubo venturi, El tubo pitot, La tobera, El medidor de impacto (target)

MENCIONE COMO AFECTA EN LA ESTABILIDAD DE UNA Emulsión: LA VISCOSIDAD DE LA FASE EXTERNA, LA TEMPERATURA, EL PH, LA SALINIDAD DE LA SALMUERA Y EL TIPO DE ACEITE.

Viscosidad de la fase externa

Una viscosidad alta en la fase externa disminuye el coeficiente de difusión y la frecuencia de colisión de las gotas, por lo que se incrementa la estabilidad de la emulsión. Una alta concentración de las gotas también incrementa la viscosidad aparente de la fase continua y estabiliza la emulsión. Este efecto puede ser minimizado calentando la emulsión.

Temperatura

Usualmente, la temperatura tiene un efecto muy fuerte en la estabilidad de la emulsión. Incrementando la temperatura se reduce la adsorción de surfactantes naturales y disminuye la viscosidad de la fase externa, la rigidez de la película interfacial y la tensiónsuperficial. Todos estos cambios reducen la estabilidad de la emulsión. En presencia desurfactantes aniónicos, un aumento de temperatura aumenta la afinidad de estos por la faseacuosa, mientras que lo inverso ocurre con surfactantes no-iónicos.

PH

La adición de ácidos o bases inorgánicos cambia radicalmente la formación de películas de asfaltenos y resinas que estabilizan las emulsiones agua-aceite. Ajustando el pH se puede minimizar la rigidez de la película que estabiliza la emulsión y aumentar la tensión superficial. La estabilización de la tensión interfacial depende del pH de la fase acuosa, por lo cual la adsorción en la interfase presenta una histéresis que indica que las diferentes moléculas emulsionantes (surfactantes naturales que contienen grupos ácidos y bases) poseen cinéticas de equilibración muy diferentes.

Salinidad de la salmuera

La concentración de la salmuera es un factor importante en la formación de emulsiones estables. Agua fresca o salmuera con baja concentración de sal favorecen la estabilidad de las emulsiones. Por el contrario, altas concentraciones de sal tienden a reducirla.

Tipo de aceite

Los crudos con aceite de base parafínica usualmente no forman emulsiones estables, mientras que los crudos nafténicos y de base mixta forman emulsiones estables. Ceras, resinas, asfaltenos y otros sólidos pueden influenciar la estabilidad de la emulsión. E otras palabras, el tipo de crudo determina la cantidad y tipo de emulsionantes naturales.

OTRAS PROPIEDADES QUE INTERVIENEN EN LA ESTABILIDAD DE LA EMULSIÓN

Tensión interfacial

Una reducción de la tensión interfacial no es suficiente para aumentar la estabilidad de la emulsión. Se ha encontrado recientemente que los sistemas de tensión ultra-baja producen emulsiones inestables. Estudios de tensión interfacial dinámica entre crudo y agua muestran que la tensión disminuye con el tiempo y que se requieren varias horas de contacto para obtener un valor estable.

Tamaño de la gota

Gotas muy pequeñas menores de 10 μm generalmente producen emulsiones más estables. Una amplia distribución de tamaños de partículas resulta en general en una emulsión menos estable.

Relación de volumen de fases

Incrementando el volumen de la fase dispersa se incrementa el número de gotas y/o tamaño de gota y el área interfacial. La distancia de separación se reduce y esto aumenta la probabilidad de colisión de las gotas. Todos estos factores reducen la estabilidad de la emulsión.

Envejecimiento de la interfase

A medida que la interfase envejece la adsorción de los surfactantes se completa y debido a las interacciones laterales entre las moléculas aumenta la rigidez de la película hasta un valor estable en unas 3 a 4 horas. Esta película o piel alrededor de la gota llega a ser más gruesa, más fuerte y más dura. Además, la cantidad de agentes emulsionantes se incrementa por oxidación, fotólisis, evaporación o por la acción de bacterias.

Diferencia de densidad

La fuerza neta de gravedad que actúa en una gota es directamente proporcional a la diferencia en densidades entre la gota y la fase continua. Aumentando la diferencia de densidad por incremento de la temperatura se logra aumentar la velocidad de sedimentación de las gotas y por ende, se acelera la coalescencia.

Presencia de cationes

Los cationes divalentes como calcio y magnesio tienen tendencia a producir una compactación de las películas adsorbidas, probablemente por efecto de pantalla electrostática de un lado, y por otro, la precipitación de sales insolubles en la interfase.