Caracterización de Crudos (página 2)

ANÁLISIS

A través de los resultados obtenidos de la prueba de °API (norma D287) se pudo observar que la muestra de crudo del campo Merey arrojó un valor de 16,18 (a 60 °F), de lo cual se puede decir que este es un crudo pesado según los rangos establecidos por el Instituto Americano de Petróleo. Con respecto al crudo de procedente del campo Muri, presentó una °API a 60°F de 27,3; ubicándose dentro del intérvalo de los crudos medianos (según la API). La muestra de crudo del campo Santa Bárbara presentó una °API de 38,5 (a 60°F), por lo tanto ésta muestra se puede clasificar como un crudo liviano.

Comparando los resultados obtenidos de las diferentes muestras se puede decir que el crudo proveniente del campo Merey es el más pesado de todos, luego el del campo Muri y por último el crudo proveniente del campo Santa Bárbara resultó ser el más liviano de todos. (ver gráfica N°1)

Para determinar el porcentaje insoluble en n-heptano (% de Asfaltenos), se realizó la prueba ASTM D3279, en la cual se observó que el crudo con mayor % de asfaltenos fue el del campo Merey (17,32%), luego el del campo Muri (11,01%) y por último el del campo Santa Bárbara el cual reportó el menor valor (0,81%). Sobre la base de estos resultados se puede decir que a menor °API los crudos presentaron mayor % de asfaltenos. (ver gráfica N°2)

La viscosidad cinemática se determinó mediante la prueba ASTM D445 (tubos capilares). El crudo con mayor viscosidad cinemática fue el del campo Merey (532cSt a 40°C y 40cSt a 100°C), luego el del campo Muri (14,46 cSt a 40°C y 3,67 cSt a 100°C ) y el de menor viscosidad cinemática fue el del campo Santa Bárbara (2,92cSt a 40°C y 1,29cSt a 100°C).

Analizando estos resultados se puede observar que a medida que el crudo es más pesado este presenta mayor viscosidad. La temperatura es un factor que tiene gran influencia en esta propiedad, ya que las viscosidades a 100°C fueron significativamente menores en comparación con las viscosidades a 40°C. (ver gráfica N°3)

El punto de inflamación es la propiedad utilizada como indicadora de la posibilidad de que algún producto se encienda y algunas veces, es la manera más útil de conocer la como se quemara el combustible después de que se ha encendido.

De acuerdo a los resultados arrojados por las tres muestras de crudos, se observa que mientras mayor sea la °API de la muestra menor será el punto de inflamación, esto debido al incremento de componentes volátiles. (ver gráfica N°4)

A través de la prueba de destilación se pudo obtener el porcentaje de nafta que contenía cada muestra, siendo la menor la del crudo del campo Merey (3,9%), luego la del campo Muri (11,1%) y por último la del campo Santa Bárbara (23%). El crudo de Santa Bárbara, presentó un porcentaje de pérdida de 1%, sin embargo este factor no pudo ser determinado para las demás muestras ya que se hizo imposible medir el volumen residual en el balón de destilación, por lo tanto no se pudo comparar las pérdidas en la destilación con las demás muestras.

Mediante el Factor de Caracterización de Watson, se pudo determinar la base del crudo de cada campo, obteniéndose que la muestra de Santa Bárbara es de base mixta, lo que quiere decir que presenta series parafinitas, nafténicas y asfálticas en igual proporción; la de Muri es de base parafínica y el crudo de Merey presentó un porcentaje de nafta bajo (el menor de las tres muestras) para ser un crudo de base nafténica, lo cual se considera un resultado erróneo, ya que debería presentar un alto porcentaje de nafta, considerando la naturaleza de su base.

Estas clasificaciones de los crudos fueron obtenidas a través de la tabla de "Base del petróleo de acuerdo al Factor de Caracterización de Watson (Kw)", mostrada en el apéndice B. Cabe destacar que estos resultados pudieron ser afectados debido a errores cometidos durante la destilación del crudo. (ver gráficos N°5,6,7)

Con respecto a la temperatura promedio de ebullición, se observó que el crudo de Merey, presentó el valor más alto, esto se debe a que presenta un mayor contenido de componentes pesados, y el crudo de Muri y Santa Bárbara presentaron valores menores ya que presentan un mayor contenido de componentes livianos.

En cuanto al porcentaje de agua se puede notar que el mayor valor se obtuvo en el crudo producido en el campo Muri (16%), luego el crudo del campo Merey (15.2%) y el valor mas bajo se obtuvo en el crudo del campo Santa Bárbara (0.3%). Al observar los resultados arrojados por el porcentaje de agua y sedimentos se observó que el crudo del campo Merey obtuvo el valor mas alto (24%), luego el de Muri (18%) y por ultimo el de Santa Bárbara (0.7%).

Estos resultados nos pueden llevar a pensar que el porcentaje de sedimentos para crudos pesados debe ser mayor que para crudos medianos-livianos, debido a su composición, pero este valor dependerá de las condiciones del pozo de donde se obtuvo el crudo y del tratamiento por el cual haya sido sometido.

El porcentaje de agua obtenido para los campos Merey y Muri fue 15.2% y 16% respectivamente, lo que se traduce en un crudo no apto para la comercialización según las normas establecidas; además puede indicar que el crudo manejado debe someterse a tratamientos de deshidratación.

Es importante señalar que como la destilación involucra procesos termodinámicos, es capaz de romper la emulsión presente en la muestra; caso contrario a la centrifugación, ya que la agitación mecánica mantiene la emulsión.

Es por ello que se puede considerar el Método ASTM D4006 más preciso y útil en la industria petrolera que el ASTM D4007, sin embargo su aplicabilidad se ve restringida por el hecho que no determina el contenido de sedimentos presentes en la muestra.

Comparando los resultados obtenidos por las dos pruebas anteriores, notamos que los valores del porcentaje de agua y sedimentos son mayores a los del porcentaje de agua, por lo cual se puede decir que los valores obtenidos son correctos.

Cabe destacar, que la muestra de crudo con mayor volumen de emulsión agua-petróleo fue la del campo Merey, luego la de Muri y la muestra del campo Santa Bárbara presentó un valor despreciable de emulsión.

A continuación se presentan las gráficas comparativas entre las muestras de los diferentes campos:

Para determinar el porcentaje de carbón presentes en las muestras se realizó la prueba ASTM D189, en la cual se observó que los que los crudos con mayor gravedad API presentaron menor cantidad de carbón, clasificando los mismos según el valor de porcentaje de carbón arrojado tenemos que el crudo pesado del campo Merey fue el que mayor porcentaje de carbón tenia con un 22,93%, seguido por el crudo mediano de Muri (%13,50) y el crudo liviano de santa Bárbara (1,44). (ver gráfico N°10)

En base al estudio se observó que el crudo que tenia el mayor porcentaje de agua obtuvo una mayor salinidad, lo cual representa un problema debido a que se pueden tener efectos altamente corrosivos (por contenido salobre) en los equipos de superficie y transporte.

Para esta prueba el mayor PTB correspondió al crudo del campo Muri (360.7399 lbNaCl /1000 bl), seguido por el de Merey y por último el Santa Bárbara, generalmente estos problemas de salinidad están asociados mas a crudos pesados que a livianos, principalmente aquí en el Oriente del país, por lo que el PTB del crudo Muri deja ciertas dudas por tratarse mas que todo de un crudo mediano, aunque, se debe recordar que esta prueba depende de los resultados de la ASTM-D4006 en cuanto al volumen de agua y esta pudo haber estado influenciada por el tipo de solvente utilizado (ver gráfica N°11)

En la prueba estándar para la viscosidad saybolt (ASTM D88) se representó el tiempo en segundos para que un flujo de 60 centímetros cúbicos salga de un recipiente tubular por medio de un orificio, debidamente calibrado y dispuesto en el fondo del recipiente, el cual se mantuvo a temperatura constante. Permite tener un conocimiento sobre la resistencia que opone el crudo al flujo interno. El crudo Merey presentó el mayor valor, seguido del Muri y el Santa Bárbara.

En la gráfica se puede observar que el crudo Merey reflejó un valor muy alto de viscosidad cinemática, con 218.4573 cSt, siendo el mayor, mientras que los crudos Muri y Santa Bárbara presentaron 10.23 y 2.6504 cSt, respectivamente.

CONCLUSIONES

• A medida que aumenta la temperatura, disminuye la viscosidad de los crudos.
• Se pudo observar que a menor °API, los crudos se tornaron más viscosos.
• A menor °API los crudos presentaron mayor porcentaje de asfaltenos.
• El porcentaje de Agua y Sedimento es una medida del grado de impurezas contenidas en el crudo.
• Un alto contenido de Agua y Sedimento en el crudo ocasiona problemas de corrosión y taponamiento en los equipos.
• Económicamente es importante determinar el contenido de Agua y Sedimento, el crudo se comercializa en base seca.
• Las muestras de crudos para el campo Merey y el campo Muri no cumplen con las especificaciones de venta (%A < 1%).
• El tipo de solvente así como el tipo de crudo actúan de manera directa en la precisión de los resultados.
• El Método ASTM D4006 resulta más preciso en la Determinación del contenido de Agua presente en la muestra.
• A menor gravedad API aumenta el porcentaje de carbón residual.
• A mayor gravedad API mayor es el contenido de nafta en el crudo.
• La medida que el crudo es más pesado, mayor es la temperatura promedio de ebullición.
• A mayor gravedad API menor es la temperatura requerida para que el crudo comience a inflamarse.
• El crudo más liviano presentó la menor salinidad, por lo tanto es más resistivo.

RECOMENDACIONES

• De sospecharse emulsiones en la muestra durante el proceso de centrifugación, se hace necesario el uso de demulsificantes, con el fin de facilitar la separación del agua y sedimentos.
• Manipular los tubos centrífugos con pinzas al ser sometidos al baño de calentamiento, para evitar accidentes.
• Manejar con sumo cuidado el balón de destilación pues éste al someterlo al calentamiento puede ocasionar quemaduras.
• Al realizar las pruebas es necesario considerar que el solvente utilizado sea verdaderamente efectivo y facilite la separación del agua y sedimento.
• Es importante realizar la centrifugación de la muestra primero antes que la destilación, para así seleccionar la trampa adecuada evitando cambios de la misma en el momento de la destilación, viéndose afectada de esta manera la exactitud de los resultados.

BIBLIOGRAFÍA

BARBERIL, E (1987). "El Pozo Ilustrado", CEPET/PDVSA. Venezuela.

MANUCCI V, Jesús E. (1997). "Caracterización de Yacimientos". PDVSA-CIED. Caracas, Venezuela

Integrantes:

Berdugo, César

Ciján, Rodolfo

Galdriz, José

Galvis, Ricardo

Juan Carrillo Burgos

Maturín; Junio del 2002