MODULO 2 COMPONENTES DEL PETRÓLEO Y ELSe produce en el interior de la Tierra, por transformación de la ... llamados crudos en la jerga diaria petrolera, tienen características y

Robinson Mancilla Ingeniero de Petróleos

MODULO 2

COMPONENTES DEL PETRÓLEO Y EL

GAS

TIPOS DE CRUDOS, PARAFINAS,

ASFALTENOS


En el siguiente modulo se analizará las propiedades físico-químicas de los

hidrocarburos, tipos de crudo, estadísticas internacionales y nacionales (tipos de

crudos colombianos, estadísticas en cuanto a número de campos, pozos activos,

cuencas sedimentarias productoras, entre otras), y por ultimo estudiaremos las

parafinas y los asfáltenos, su definición, propiedades, problemas operacionales y

métodos de remoción.

2. COMPONENTES DEL PETRÓLEO

2.1 PETRÓLEO

Es una mezcla homogénea de compuestos orgánicos, principalmente hidrocarburos

insolubles en agua. También es conocido como petróleo crudo o

simplemente crudo. Se produce en el interior de la Tierra, por transformación de la

materia orgánica acumulada en sedimentos del pasado geológico y puede

acumularse en trampas geológicas naturales, de donde se extrae mediante la

perforación de pozos.

En condiciones normales es un líquido bituminoso que puede presentar gran

variación en diversos parámetros como color y viscosidad (desde amarillentos y

poco viscosos como la gasolina hasta líquidos negros tan viscosos que apenas

fluyen).

2.1.1 COMPONENTES DEL PETRÓLEO

El petróleo está formado por hidrocarburos, en su mayoría parafinas, naftenos y

aromáticos. Junto con cantidades variables de derivados hidrocarbonados de

azufre, oxígeno y nitrógeno. Cantidades variables de gas disuelto y pequeñas

proporciones de componentes metálicos. También puede contener, sales y agua en

emulsión o libre.


2.1.2 DESTILANDO SE OBTIENEN LAS FRACCIONES:

Gases.

Bencina, ligroína o éter de petróleo.

Gasolina.

Queroseno.

Combustibles diésel (ligero y pesados).

Aceites lubricantes.

Asfalto.

Entre otros.

2.2 CARACTERÍSTICAS FÍSICAS Y QUÍMICAS DEL PETRÓLEO

Todos los petróleos: livianos, medianos, pesados y extra-pesados, generalmente

llamados crudos en la jerga diaria petrolera, tienen características y propiedades

físicas y químicas que a la vista sirven para distinguir y apreciar unos de otros. Otras

características tienen que ser determinadas por análisis de laboratorio.

2.2.1 COLOR

Generalmente se piensa que todos los crudos son de color negro, lo cual ha dado

origen a ciertos calificativos: ―oro negro. Sin embargo, por transmisión de la luz,

los crudos pueden tener color amarillo pálido, tonos de rojo y marrón hasta llegar a

negro. Por reflexión de la luz pueden aparecer verdes, amarillos con tonos de azul,

rojo, marrón o negro. Los crudos pesados y extra-pesados son negros casi en su

totalidad.

Crudos con altísimo contenido de cera son livianos y de color amarillo; por la noche

al bajar bastante la temperatura tienden a solidificarse notablemente y durante el

día, cuando arrecia el sol, muestran cierto hervor en el tanque. El crudo más liviano

o condensado llega a tener un color blanquecino, lechoso y a veces se usa en el

campo como gasolina cruda.


Figura 13. Tipos de crudo según su color

Fuente:http://ingenieria-de-petroleo.lacomunidadpetrolera.com/2009/03/caracteristicas-fisicas-y-quimicas-

del.html

2.2.2 OLOR

El olor de los crudos es aromático como el de la gasolina, del querosén u otros

derivados. Si el crudo contiene azufre tiene un olor fuerte y hasta repugnante, como

huevo podrido. Si contiene sulfuro de hidrógeno, los vapores son irritantes, tóxicos

y hasta mortíferos. Para atestiguar la buena o rancia calidad de los crudos es común

en la industria designarlos como dulces o agrios.

2.2.3 DENSIDAD

Los crudos pesados y extrapesados pesan más que el agua, mientras que los

crudos livianos y mediados pesan menos que el agua.

La densidad, la gravedad API o los grados API (American Petroleum Institute)

denotan la relación entre el peso específico y fluidez de los crudos respecto al agua,

en forma más clara es una medida que describe que tan pesado o liviano es el

petróleo comparándolo con el agua. La gravedad API también puede ser usada para

comparar fracciones de petróleo. La ecuación general de la gravedad API es la

siguiente:

Gravedad API = (141,5/GE ) - 131,5


Donde la gravedad especifica:

GE=ρpetróleo/ρagua

La gravedad API matemáticamente no tiene unidades, pero siempre se coloca al

lado del numero la denominación grados API. La gravedad API es medida con un

instrumento denominado hidrómetro. La clasificación de los crudos por rango de

gravedad API es como sigue:

Livianos 31,1 °API - y más

Medianos 22,3 - 31,1°API

Pesados 10 - 22,3 °API

Extrapesados, menos de 10°API

Figura 14. Fluidez de diferentes crudos

Fuente: http://revistapetroleoygas.co/investigacion-por-45-514-millones-mejorara-fluidez-de-hidrocarburos/

2.2.4 SABOR

El sabor de un crudo es una propiedad que se torna importante cuando el contenido

de sal es bastante alto. Esta circunstancia requiere que el crudo sea tratado

http://revistapetroleoygas.co/investigacion-por-45-514-millones-mejorara-fluidez-de-hidrocarburos/


adecuadamente en las instalaciones de producción del campo para ajustarle la sal

al mínimo (gramos por metro cúbico) aceptable por compradores y las refinerías.

2.2.5 ÍNDICE DE REFRACCIÓN

Medido con un refractómetro, los hidrocarburos acusan valores de 1,39 a 1,49. Se

define como la relación de la velocidad de la luz al pasar de uno a otro cuerpo.

2.2.6 PUNTO DE EBULLICIÓN

No es constante. Debido a sus constituyentes varía algo menos que la temperatura

atmosférica hasta la temperatura igual o por encima de 300 °C.

Figura 15. Destilación del crudo

Fuente:

http://recursostic.educacion.es/secundaria/edad/4esofisicaquimica/4quincena12/4q12_contenidos_4a1.htm

http://recursostic.educacion.es/secundaria/edad/4esofisicaquimica/4quincena12/4q12_contenidos_4a1.htm


2.2.7 PUNTO DE CONGELACIÓN

Varía desde 15,5 °C hasta la temperatura de -45 °C. Depende de las propiedades

y características de cada crudo o derivado. Este factor 15 es de importancia al

considerar el transporte de los hidrocarburos y las estaciones, principalmente el

invierno y las tierras gélidas.

2.2.8 PODER CALORÍFICO

Puede ser entre 8.500 a 11.350 calorías/gramo. En BTU/libra puede ser de 15.350

a 22.000. (BTU es la Unidad Térmica Británica).

2.2.9 VISCOSIDAD

Indica la resistencia que opone el crudo al flujo interno, se obtiene por varios

métodos y se le designa por varios valores de medición. El poise o centipoise


2.3 TIPOS DE CRUDOS

CLASIFICACIÓN ¿CUALES SON? CARACTERÍSTICAS

Según la predominación de uno de sus compuestos

* Crudos Parafinados

~Presentan una elevada proporción de hidrocarburos tipo CnH2n+2 particularmente parafinas y ceras naturales.

~Se encuentran en (Pensilvania, Libia).

~Compuestos generalmente de hidrocarburos saturados y poseen una densidad menor respecto a los otros crudos.

* Crudos Nafténicos o Aromaticos.

~Contienen hidrocarburos de las series anulares o cíclicas.

~La mayoría se encuentran en Venezuela.

~En los que se encuentran hidrocarburos Bencénicos (C6H6) Borneo.

* Crudos Sulfurosos

~Contienen sulfuro de hidrógeno y mercaptanos.

~Formados por la fijación de azufre sobre un hidrocarburo.

~Se encuentran en el Oriente medio.

* Crudos Particulares

~Son los hidrocarburos de muy bao contenido de azufre, y los crudos polucionados por ácidos, metales (vanadio, níquel, arsénico), sales, agua salada.

* Mixtos

~Tienen rendimientos comprendidos entre las otras dos variedades principales.


CLASIFICACIÓN ¿CUALES SON? CARACTERÍSTICAS

Según su gravedad API

* Crudo Liviano o Ligero

~Tiene gravedad API mayores a 31.1° API.

~Se encuentran en el Ecuador como una actividad petrolera.

* Crudo Medio o Mediano

~Tienen gravedades °API entre 22.3 y 31.1.

~Es el más pesado en el mercado (23.8 °API) y suele ser más agrio.

~Se encuentran en los países asiáticos del medio Oriente.

* Crudo Pesado

~Tiene gravedades °API entre 10 y 22.3.

~Fluye a condiciones naturales del yacimiento, en la superficie, a la temperatura ambiental y presión atmosférica.

* Crudo Extrapesado

~Tienen gravedades °API menores a 10.

~También se les denomina bitúmenes o petróleo convencional.

~Es de forma líquida dentro de los yacimientos.


Tabla 8. Resumen tipos de crudo.

Fuente: Autor

TIPOS DE CRUDO:

2.3.1 SEGÚN SU PRESENCIA DE AZUFRE:

2.3.1.1 PETROLEO DULCE:

• Presenta menos 0.5% de contenido sulfuroso.

• Es de alta calidad.

• Se emplea para ser procesado como gasolina.

2.3.1.2 PETROLEO AGRIO:

• Contiene al menos 1% de contenido sulfuroso.

• Debido a la presencia de azufre su alto costo de refinamiento es mayor.

• Es usado en productos destilados como el diesel.

ACEITE CRUDODENSIDAD

(g/cm3)DENSIDAD GRADOS API

Extra pesado >1.0 10.0

Pesado 1.0 – 0.92 10.0 – 22.3

Mediano 0.92 – 0.87 22.3 – 31.1

Ligero 0.87 – 0.83 31.1 – 39

Súper ligero <> >39


Tabla 9. Tipos de crudos a nivel mundial

Fuente del crudo Parafinas Aromáticos Naftenos Azufre Gravedad

API Rendimiento de

naftenos Número de

octanos

(%v/v) (%v/v) (%v/v) (% w/w) (aprox.) (%v/v) (típico)

Nigeriano ligero 38 9 54 0.2 36 28 60

Saudí ligero 63 19 18 2 34 22 40

Saudí pesado 60 15 25 2.1 28 23 35

Venezolano pesado 35 12 53 2.3 30 2 60

Venezolano ligero 52 14 34 1.5 24 18 50

E.U.A. medio continente dulce - - - 0.4 40 - -

E.U.A. West Texas ácido 46 22 32 1.9 32 33 55

Mar del norte 50 16 34 0.4 37 31 50

Fuente: http://primerabsp5to.blogspot.com/2008/03/el-petrleo.html


2.4 LA PRODUCCIÓN DE LOS DISTINTOS TIPOS DE CRUDO EN COLOMBIA

Figura 16. Produccion de crudoen colombia

Fuente BP y ANH

El aumento de la producción nacional de crudo en los últimos años se debe

principalmente a 7 cuencas sedimentarias de las 23 existentes. En lo corrido del

2009 - 2014, las cuencas de Llanos Orientales y VMM han aportado alrededor del

80% de la producción total, es decir, unos 524 KBPD. “mbbpd), actualmente 975

KBPD.


Tabla 10. Producción por cuenca colombiana

P.C: Producción por cuenca

P.P.N: Participación en la producción total nacional

Fuente: Modificado de http://www.oilproduction.net/cms/files/estadisticaspcp.pdf

La clasificación de los crudos encontrados en estas cuencas varía desde los 63°

API, crudo hallado en el campo Cerro Gordo, el cual se encuentra en pruebas

extensas y está ubicado en la cuenca Catatumbo en el departamento de Norte de

Santander, hasta los 0,92° API, crudo hallado en el campo Valdivia-Almagro, el cual

está en explotación y está ubicado en la cuenca de los Llanos Orientales en el

departamento del Meta.

En promedio, los crudos extraídos en el país tienen una gravedad API de alrededor

26,71°. Dada la amplia variedad de crudos encontrados en el país, estos se dividen

en crudos livianos, medianos y pesados.

En las siguientes figuras se evidencia la producción de crudo en Colombia, según

su tipo:

Caguán-Putumayo 24.000 3,75%

Catatumbo 3.283 0,51%

Cordillera Oriental 79 0,01%

Llanos Orientales 425.231 66,45%

Valle inferior del Magdalena 458 0,07%

Valle Medio del Magdalena 98.687 15,42%

Valle Superior del Magdalena 88.149 13,78%

TOTAL 639.887 100%

PRODUCCIÓN POR CUENCA Y SU PARTICIPACIÓN EN LA PRODUCCIÓN TOTAL NACIONAL

CUENCA P.C (BBD) P.P.N (%)


Figura 17. Producción de petróleo según su tipo

Fuente:http://www.oilproduction.net/cms/files/estadisticaspcp.pdf

Figura 18. Producción de petróleo según su tipo

Fuente:http://www.oilproduction.net/cms/files/estadisticaspcp.pdf


Con respecto a las cuencas sedimentarias productoras de hidrocarburos y al tipo de

crudo extraído en cada una de éstas, se presenta a continuación el siguiente cuadro

que resume la composición de la producción por cuenca.

Tabla 11. Participación del tipo de crudo en la producción según la cuenca

sedimentaria colombiana.

Fuente: BEM, ACIPET.

Según el Cuadro 2 se observa que la producción de las cuencas de los Llanos

Orientales, Cordillera Oriental y Valle Medio del Magdalena [VMM] está constituida

de manera importante por crudos pesados, mientras que la producción de las

cuencas Caguán-Putumayo y Valle Superior del Magdalena [VSM] está basada en

su mayor parte por crudos medianos. Finalmente, la producción de las cuencas

Catatumbo y Valle Inferior del Magdalena [VIM] está sustentada principalmente por

crudos livianos.

Para Junio de 2009, el número total de campos productores en Colombia es de 286

de los cuales 257 se encuentran en explotación y 23 en prueba extensa (no se

cuenta con la información de varios campos) Del total de los campos 87 son

productores de crudos livianos, 85 de crudos medianos y 88 de crudos pesados.

La cuenca sedimentaria que más número de campos tiene es la de los Llanos

Orientales, que cuenta con 118 campos, es decir, con el 41% de los campos activos

totales del país. Por otro lado, las cuencas VIM y Cordillera Oriental son las que

cuentan con menos campos activos, participando con el 1.4% y 0.3%

respectivamente.

Tabla 12. Numero de campos según su tipo de crudo y cuenca colombiana.

PARTICIPACIÓN DEL TIPO DE CRUDO EN LA PRODUCCIÓN SEGÚN CUENCA SEDIMENTARIA

2009-1

Junio de 2009 Caguán-Putumayo Catatumbo Cordillera llanos VIM VMM VSM

Crudo liviano 11,10% 99,10% 0,00% 27,30% 96,60% 1,70% 8,90%

Crudo mediano 85,00% 0,90% 0,00% 28,50% 3,40% 32,60% 60,90%

Crudo pesado 3,90% 0,00% 100% 44,20% 0,00% 65,80% 30,20%

Total 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%


Fuente: BEM, ACIPET.

2. 5 COMPONENTES DEL GAS NATURAL

Tabla 13. Componentes del gas natural

Fuente: Tratamiento y procesamiento del gas natural, Msc Franklin José silva.

NÚMERO DE CAMPOS SEGÚN TIPO DE CRUDOY CUENCA JUNIO DE

2009

Junio de 2009 VSM VMM VIM Llanos Cordillera Catatumbo Caguán-Putumayo

Crudo liviano 11 10 3 50 <> 5 8

25,00% 16,40% 75,00% 42,40% <> 83,30% 30,80%

Crudo mediano 16 17 1 33 <> 1 17

36,40% 27,90% 25,00% 28,00% <> 16,70% 65,40%

Crudo pesado 17 34 <> 35 1 <> 1

38,60% 55,70% <> 29,70% 100% <> 3,80%

Total 44 61 4 118 1 6 26

CO2 5 0.48

N2 0.65 1.35

He 0.03 <>

O2 <> <>

C1 78.32 70.69

C2 9.40 9.65

C3 3.89 12.20

iC4 0.81 1.32

nC4 0.99 4.31

iC5 0.34 <>

nC5 0.24 <>

C6 0.19 <>

C7+ 0.14 <>

Total 100 100

GPM 2.00 5.14

M 21.27 23.48

COMPOSICIÓN DE GASES NATURALES, % molar

ZONA CUSIANA (col) HUILA (col)


2.5.1 ANÁLISIS DE CARACTERIZACIÓN DEL GAS NATURAL.

2.5.1.1 CAMPO CUSINA

En el siguiente ejemplo se tendrán en cuenta diversas normas para el transporte del

gas natural como lo son: GPSA, RUT, MCKETTA, MESSER, entre otras.

• Contaminantes: si la fracción molar, % molar, o volumen de CO2, es mayor o

igual “>=” a 2%, es gas acido de lo contrario sería un gas dulce, nuestro campo

de estudio posee un porcentaje de CO2 DE 5%, deduciendo que es un gas

acido. si la sumatoria de los componentes de CO2 y N2 es mayor o igual “>=

3.5”, tendríamos un gas (agrio), de lo contrario sería un gas dulce, en nuestro

campo estudio, la sumatoria de CO2 y N2 es de 5.65, concluyendo que es un

gas agrio, y se requiere de tratamiento de endulzamiento por aminas para

remover los ácidos formados.

• Esta prueba se realizó en base seca, por tal motivo el contenido de agua es nulo,

si produce agua de producción pero esta se calcula por otro método diferente

(mketta), todo yacimiento gasífero siempre contiene agua en porcentajes

variables, 60-80-200 lbs H2O/mmpcs, para fines de cálculo es un gas saturado

(hidratado) a condiciones de presión y temperatura standard, se debe

deshidratar, reduciendo esta agua a 6 lbs/mmpcs, para poder transportar el gas

evitando la formación de hidratos en las tuberías.

• Un indicador interesante es la fracción molar del propano “% molar propano”,

si es mayor a > 1.5%, el campo tiene un potencial para producir en forma

económica GLP “gas licuado del petróleo), en nuestro campo estudio el

porcentaje de fracción molar de propano es de 3.89, concluyendo que es un gas

produce GLP, se puede producir gas de venta: metano y etano (C1, C2), y por

último, tenemos un excedente para gasolinas naturales (C5+ Y C6+).

• GPM: galones de líquidos de propano por minuto, (normalmente C3+)/1000 ft3

a condiciones standard) si el gpm es mayor o igual “>=3” es gas rico, alto

contenido de licuables, si es menor a < 3 es gas seco o pobre, el gpm de

cusiana es de 2, un gas pobre.


2.6 PARAFINAS Y ASFALTENOS

Son depósitos orgánicos causados por cambios en las condiciones del pozo que

afectan el equilibrio químico de tal manera que varios materiales en el crudo se

precipitan.

Figura 19. Desarrollo de parafinas en un pozo fluyendo

Fuente: Modificado de “Paraffin and Asphaltene”

Las parafinas normalmente se obtienen a partir del petróleo, de los esquistos

bituminosos o del carbón.

Las parafinas se caracterizan por tener unas cadenas lineales n-parafinas,(figura

20), algunas de ellas caracterizadas por poseer adicionalmente un conjunto de

cadenas ramificadas iso-alcanos, (figura 21)


Figura 20. Estructura molecular de las parafinas normales

Fuente: http://www.imp.mx/petroleo/?imp=comp

Figura 21. Estructura molecular de las isoparafinas

Fuente: http://www.imp.mx/petroleo/?imp=comp

La precipitación de parafinas puede ocurrir:

• Dentro del yacimiento.

• La cara del pozo.

• Linea de flujo “yacimiento a superficie”.

• Las facilidades de producción.

• Durante el transporte del crudo por oleoductos.

http://www.imp.mx/petroleo/?imp=comp

http://www.imp.mx/petroleo/?imp=comp


Figura 22. Deposición de parafinas

Fuente: Métodos de recobro mejorado. Uis. 2012

2.6.1 PRECIPITACION DE ORGANICOS

PRECIPITACIÓN DE ORGÁNICOS

PARAFINAS ASFALTENOS

Tomado de: Precipitación de Parafinas, Emiliano Ariza,T esis de maestría

Precipitación de asfaltenos del crudo Maya en un sistema a presión Guillermo Centeno, Fernando Trejo, Jorge Ancheyta, Antonio Carlos, paper, Mexico.


Figura 23. Envolvente de precipitacion de parafinas

Fuente: Tomada de: The asphaltene and Was Deposition Envelope. LEONTARITIS Kosta.

2.6.2 CARACTERISTICAS DE LAS PARAFINAS:

Posee estructura cristalina.

Inolora e insípida.

Punto de ebullición (760 mm Hg): >370°C.

Punto de congelación: 48 - 58 °C.

Punto de inflamación: 204°C.

ENVOLVENTE DE PRECIPITACION DE PARAFINAS


2.6.3 FACTORES QUE AFECTAN LA PRECIPITACIÓN DE LAS PARAFINAS

• Temperatura.

• Presión.

• Pérdida de Componentes Volátiles.

• Naturaleza de la Solución.

• Peso Molecular.

• Otros.

2.6.3.1 TEMPERATURA

Los hidrocarburos a condiciones de yacimiento se encuentran a una cierta

temperatura que depende de la profundidad. A medida que los fluidos durante la

producción viajan a superficie se van enfriando. Cuando el crudo se enfría, pierde

solubilidad, y no pude mantener las partículas en suspensión por más tiempo. Las

parafinas se solidifican, sus partículas se asientan y se acumulan en depósitos

cerosos.

La deposición de parafinas está caracterizada por cuatro temperaturas: Punto de

Cristalización, Punto de Nube, Punto de Fluidez y Temperatura de Fusión

(temperatura de congelamiento).

PUNTO DE CRISTALIZACIÓN. Es una propiedad termodinámica que se define

como la temperatura a la cual se forma el primer cristal de parafinas en el crudo

vivo (gas en solución).

PUNTO DE FLUIDEZ (Pour Point). Se define como la temperatura a la cual el

crudo deja de fluir, debido al aumento de la viscosidad producto de la parafina

precipitada a medida que se enfría.

PUNTO DE FUSIÓN (Melting Point). Es la temperatura a la cual el estado sólido

y el estado líquido de una sustancia coexisten en equilibrio térmico, a una

presión de 1 atmósfera. Para una sustancia pura, las temperaturas de punto de


nube y punto de fusión son iguales y para una mezcla son ligeramente

diferentes.

PUNTO DE NUBE (Cloud Point). Es la temperatura a la cual se comienzan a

formar los primeros cristales de parafina en el crudo muerto. “Petróleo sin gas

disuelto y por lo tanto desprovisto en gran proporción de mecanismo de empuje”.

2.6.3.2 LOS CAMBIOS DE TEMPERATURA SE PUEDEN DAR POR:

• Liberación de gas en el yacimiento, es decir, disminución de la solubilidad.

• Radiación de calor del yacimiento a las formaciones vecinas.

• Liberación del gas y los compuestos livianos del crudo en su viaje de yacimiento

a superficie.

• Cambio en la temperatura por intrusión de agua u otro líquido a por temperaturas

externas bajas (en la cabeza del pozo).


2.6.3.3 CAMPOS PARAFINICOS COLOMBIANOS

Figura 24. Campos parafinicos colombianos

Fuente: Centeno. E. Desarrollo de un modelo para evaluar la aplicabilidad de la herramienta magnética. 2001.

2.3.6.4 EFECTO DE LA VELOCIDAD DE ENFRIAMIENTO EN EL PUNTO DE

NUBE

La velocidad de deposición de la parafina varía directamente con la velocidad de

enfriamiento de la superficie en la que se deposita de acuerdo con la ley de difusión


de Fick, mecanismo responsable de la deposición de la parafina en condiciones

estáticas.

En la siguiente tabla se presentan los valores de punto de nube determinados

variando la velocidad de enfriamiento. Las pruebas se llevaron a cabo en

microscopio y viscosímetro.

• v1. Velocidad de enfriamiento 0.1K/min



Tabla 14. Variacion del punto de nube de diferentes campos colombianos.

Fuente: Efecto de la velocidad de enfriamiento sobre el punto de nube. Modificado de “Estudios de los fenómenos de cristalización de parafinas”.

V3

Cupiagua 323 324 328

Cusiana 316 316 319

Teikoku 343 369 356

Lisama 338 339 342

Suerte 296 296 296

Chaparrito 302 302 306

La Flora 302 303 305

Los Toros 305 306 308

Balcón 303 303 305

Caño Garza Norte 306 306 308

Trinidad 306 306 308

Caño Garza Este 304 305 307

PUNTO DE NUBE (°K)

CRUDO V1 V2


2.6.3.5 RESULTADOS:

Figura 25. Formación de cristales de parafinas sometidos a diversas temperaturas.

Fuente: Desarrollo de Nuevos Procesos para el Mejoramiento de Crudos Pesados. Jorge Luís Grosso Vargas.

• Se apreció que a menor velocidad de enfriamiento, la forma del cristal fue más homogénea, el cristal se formó de menor tamaño y los cristales formados a mayor velocidad, presentaron formas irregulares, con estructuras desordenadas.

Forma

Tamaño y Consistencia

• Cuando el enfriamiento es producido a menor velocidad, se generan cristales de tamaño pequeño, uniforme y de consistencia más dura. Al enfriar rápidamente se presentaron tamaños irregulares, no uniformes con apariencia más oscura.


2.6.3.6 PROCESO DE CRISTALIZACIÓN DE LAS PARAFINAS

La cristalización de las parafinas ocurre a partir de una solución diluida en tres

procesos diferentes: Nucleacion, Crecimiento y Aglomeración

Figura 25. Proceso de formacion de cristales de parafinas

Fuente: http://www.ecopetrol.com.co/documentos/Rodriguez.pdf

2.6.3.7 FORMAS DE PARAFINAS:

Los cristales generados pueden ser depositados como placas, agujas, esférulas o

mezcla de éstas.


2.6.3.8 EJEMPLOS FORMACION DE PRAFINAS EN CAMPOS PETROLEROS

Figura 26. Crudo Cupiagua Figura 27. Crudo Teikoku

Figura 28. Crudo Cusiana Figura 29. Crudo Lisama.


Figura 30. Formcion de cristales de parafinas de campo colombianos


Fuente: http://www.ecopetrol.com.co/documentos/Rodriguez.pdf

Figura 31 Presencia de parafina – campo colorado

Fuente: Grosso. J. Primer Simposio Campo Escuela Colorado. “Experiencias en el Transporte y Manejo de

Crudos Parafínicos a Escala de Laboratorio Planta Piloto y Experiencias Industriales”.


2.6.2 PRESIÓN

La precipitación de parafinas es a menudo estudiada para crudos muertos, pero el

efecto de la presión y la composición del crudo no es muy clara. La presión

mantiene los gases y componentes volátiles en solución y ayuda a mantener el

fluido a la temperatura de formación. Obviamente, es imposible producir el crudo

sin tener una caída de presión considerable; entonces, ambos factores actúan

simultáneamente, las caídas de presión y las caídas de temperatura, porque los

gases se desarrollan y se expanden, y los componentes más pesados se precipitan

formando parafinas.

2.6.3. PÉRDIDA DE COMPONENTES VOLÁTILES

La pérdida de los constituyentes más livianos del crudo definitivamente reduce la

cantidad de parafinas que pueden mantenerse en solución. La reducción en el

volumen de aceite resulta en menos solvente disponible para disolver la misma

cantidad de cera.

2.6.4 PARTÍCULAS DE MATERIAL SUSPENDIDO

La evidencia muestra que a medida que las parafinas empiezan a separarse

cuando la temperatura cae, las partículas de la formación, tales como arenas y

arcillas aceleran éste proceso.

2.6.5 EFECTO DEL PESO MOLECULAR Y DEL PUNTO DE FUSIÓN DE LA

PARAFINA

A temperatura constante, cuando el peso molecular de la parafina se incrementa,

el punto de fusión se aumenta, disminuyendo la solubilidad en los solventes.


Figura 32. Solubilidad relativa vs Número de carbonos

Fuente: Modificado de “Determinación del umbral de Cristalización de las Parafinas en el Campo Colorado”

2.6.6 EFECTO DE LA PROPORCIÓN RELATIVA DE SOLVENTE-SOLUTO

Cuando la concentración de soluto en la solución se incrementa, el punto de

cristalización aumenta. El soluto se denomina a las parafinas que precipitan, se

cristalizan y forman una fase sólida y el solvente serán los demás componentes del

crudo que no cristalizan.

2.6.7 EFECTO DE LA NATURALEZA DE LA SOLUCIÓN

Cuando se habla de la naturaleza de la solución se hace referencia a la composición

física y química de la misma, en este caso del crudo. Los experimentos revelan que

si la composición físico-química de la solución tiende a ser más liviana (disminución

del peso molecular), disminuye el punto de cristalización, lo cual es favorable para

asegurar el flujo de hidrocarburos.


2.7 CAUSAS DE LA DEPOSICIÓN DE PARAFINAS

Cuando una superficie está intermitentemente cubierta con capas de crudo, la

película dejada en la superficie de la tubería es muy delgada y su movimiento

muy lento para arrastrar las partículas de cera.

Superficies rugosas de tubería, las cuales a menudo proveen excelentes

emplazamientos para la deposición de parafinas.

2.8 CONSECUENCIAS DE LA DEPOSICIÓN DE LAS PARAFINAS

• Cambios en las características reológicas del crudo.

• Bloqueo de tuberías.

• Requerimiento de potencia extra para asegurar el flujo de los fluidos.

• Falla en los equipos de subsuelo y superficie.

• Cierre de los pozos.

• Incremento en el mantenimiento de los equipos.

• Aumento de costos.

2.9 CONTROL DE PARAFINAS

2.9.1 INHIBIDOR

Posee una estructura química similar a la parafina, pudiendo asi co-cristalizar con

la misma e introduciendo planos de debilidad en la estructura del cristal.

Familia quimica: Modificadores de cristales, solventes, depresores del punto de

escurrimiento y blends.

Metodos de selección: Bottle test, viscocimetro.


2.9.2 DISPERSANTE

Actúan rompiendo los depósitios en partículas de pequeño tamaño manteniendolas

dispersas con características de no adherencia a la superficie metálica. Por lo

general requieren la presencia de agua para trabajar eficientemente.

Familia quimica: Tensoactivos.

Metodos de selección: Bottle test, viscocimetro.

2.10 ASFALTENOS

Son moleculas policíclicas de elevado peso molecular entre 1000 y 140000, no

poseen una estructura cristalina definida, no poseen un punto de fusión definido y

generalmente se descomponen al ser calentados a temperatura mayor de 200° C.

Los asfaltenos constituyen aquella fracción de crudo que es insoluble en un exceso

de por lo menos 40 veces en número de alcanos C5-C7.

2.10.1 CLASE DE SOLUBILIDADES

Insolubles en alcanos: Pentano, hexano, heptano, etc.

Solubles en aromáticos: Benceno, tolueno, xileno, etc.

2.10.2 MOLECULAR POLAR

Se absorben sobre la superficie de una formación en especial sobre las arcillas,

mojando en hidrocarburos la formación.


2.10.3 PROBLEMAS OCACIONADOS POR LOS ASFALTENOS

2.10.3.1 AL IGUAL QUE LAS PARAFINAS, SE PUEDEN DEPOSITAR EN:

• Dentro del yacimiento.

• La cara del pozo.

• Linea de flujo “yacimiento a superficie”

• Las facilidades de producción.

• Durante el transporte del crudo por oleoductos.

2.10.3.2 CRUDOS PESADOS

• Elevadas viscosidades.

• Elevadas presiones de bombeo.

2.10.3.3 SON DESESTABILIZADOS POR

• CO2 producido o inyectado.

• Alto GOR producido.

• Alto caudal de producción en la zona de punzados.

• Generación de cargas electrostáticas.

2.10.3.4 OTROS

• Sólidos suspendidos a nivel de interfase.


• Pobre deshidratación.

• Agua de pobre calidad.

• Emulsiones tenaces.

2.11 CAUSAS QUE PROVOCAN LA PRECIPITACIÓN DE LOS ASFALTENOS

2.11.1 EFECTO DE LA TEMPERATURA.

• Efectos de enfriamiento producido por el gas en expansión a través de un orificio

o restricción.

• Enfriamiento resultante de la expansión del gas que obliga al petróleo a que

atraviese la formación hasta el pozo y lo sube hasta la superficie.

• Enfriamiento producido por la pérdida de calor, irradiado a las formaciones

circundantes, por el petróleo y el gas a medida que fluyen desde el fondo del

pozo hasta la superficie.

• Enfriamiento producido por la liberación de gases disueltos de la solución.

• Cambios en la temperatura producidos por intrusión de agua.

• Cambios en la temperatura resultantes de la evaporación de los constituyentes

más livianos.

• En ciertos crudos, un aumento de la temperatura parece favorecer la dispersión

de asfaltenos, mientras que en otros, ocurre una disminución de la solubilidad.

Por lo tanto, no se puede generalizar sobre el efecto de la temperatura en la

floculación de asfaltenos.


2.11.2 EFECTO DE LA PRESIÓN

En 1984, Hirschberg y colaboradores desarrollaron un modelo termodinámico bajo

condiciones de equilibrio, mediante el cual se puede determinar el comportamiento

de los asfaltenos con la presión. Este comportamiento es ilustrado en la Figura 33.

El perfil de la curva generalmente es el mismo para cualquier tipo de crudo

asfalténico y se conoce como curva de dispersión o gaviota, y la misma es

construida a partir de estudios de laboratorio, en celdas destinada para tal fin. Esta

curva permite establecer las siguientes afirmaciones:

• Inicialmente la cantidad de asfaltenos solubles es máxima cuando la presión, de

la celda que simula el yacimiento, está por encima del punto de burbujeo (Pb) y

se aproxima a su equilibrio natural y original en el yacimiento.

• A medida que la presión disminuye, ocurre lo mismo con la solubilidad de los

asfaltenos como consecuencia de la expansión de los componentes livianos del

crudo, los cuales alteran el equilibrio original de la solución.

• La solubilidad de los asfaltenos en el crudo tiene un valor mínimo a la presión de

burbuja, ya que se producen cambios en la composición del crudo.

• Por debajo del punto de burbujeo, aparece una capa de gas libre que constituyen

los componentes más livianos, los cuales son los causantes directos de la

precipitación; por lo que si la presión llegara hasta este punto, a nivel de la celda

de laboratorio, el crudo es capaz de redisolver en su seno al asfalteno que

floculó, es decir, el proceso de floculación se revierte y parte del asfalteno

precipitado es redisuelto por el crudo.

Figura 33. Efecto de la presión en la solubilidad del asfalteno


Fuente: http://www.portaldelpetroleo.com/2013/04/los-asfaltenos-y-sus-efectos-en-la.html

En otras palabras, Hirschberg y colaboradores demostraron que para una

temperatura y composición constante, existe un valor de presión a partir del cual se

inicia la floculación de asfaltenos, el cual es conocido como “Onset” o “Umbral de

Floculación”. Así, en la Figura 9, la cual representa una curva típica de floculación,

asfaltenos dispersos vs presión, se puede observar que para este tipo de sistemas

existen dos umbrales de floculación, un “umbral superior” y un “umbral inferior”, que

se encuentran a valores de presión superior e inferior a la presión de burbuja,

respectivamente. Esta curva presenta un mínimo, el cual corresponde a la máxima

floculación y/o precipitación de asfaltenos para una composición y temperatura

definida.

2.11.3 EFECTO DE LA VISCOSIDAD

La viscosidad del petróleo es una medida de la resistencia al flujo que ejerce el fluido

al fluir y usualmente se expresa en unidades de centipoise (cps). Ésta, en

comparación con otras propiedades del líquido, es afectada tanto por la presión

como por la temperatura. Un aumento en la temperatura causa una disminución en

la viscosidad. Una disminución en la presión causa una disminución en la

viscosidad. Adicionalmente, existe un tercer parámetro que afecta la viscosidad, una

disminución en la cantidad de gas en solución en el líquido, ya que éste es función

directa de la presión.

Estudios previos de depositación de asfaltenos en tuberías de producción

demostraron que la depositación ocurre alrededor del punto de burbuja del crudo

(según Hirschberg), por lo que se espera que la máxima precipitación de asfaltenos

debe ocurrir a viscosidades cercanas a la presión de burbuja. Por otra parte, se

tiene que en crudos pesados en comparación con los medianos y livianos, la alta

viscosidad impide la formación de depósitos, por ser menos probable la agrupación

de los flóculos, la cual es atribuida a la alta resistencia molecular que debe ser

vencida, siendo más probable la depositación de asfaltenos en crudos medianos y

livianos.


2.11.4 DIOXIDO DE CARBONO CO2

• Adición de CO2.

• EL CO2 presente en el crudo disminuye aún más la solubilidad de los asfaltenos.

• El CO2 se disuelve en fase acuosa y se convierte en ácido carbónico, el cual

reacciona bruscamente con los asfaltenos.

• Películas más rígidas de asfaltenos forman emulsiones más tenaces.

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