Derechos Reservados

Transcript

REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA FACULTAD DE INGENIERIA ESCUELA DE INGENIERIA QUIMICA D R SE E R S O H C E ER S O D VA EVALUACION DEL EFECTO DE LA APLICACIÓN DE SOLVENTES SOBRE LA VISCOSIDAD DE CRUDOS PESADOS PROVENIENTES DE CAMPO BOSCAN Trabajo Especial de Grado presentado ante la Universidad Rafael Urdaneta para optar al título de: INGENIERO QUIMICO Autores: Br. MARYELIS CARIMA Br. CAMILO NOVA Tutor: Ing. Cezar García Maracaibo, diciembre de 2014. EVALUACIÓN DEL EFECTO DE LA APLICACIÓN DE SOLVENTES SOBRE LA VISCOSIDAD DE CRUDOS PESADOS PROVENIENTES DE CAMPO BOSCAN R SE E R S O H C E ER D S O D VA Carima Ruiz, Maryelis Nazareth. Nova Estévez, Camilo Andrés. C.I. V-20.636.400 C.I. V- 24.475.857 Dirección: Urb. La Rotaria 4ta Etapa, casa nro. 84ª-69 Dirección: Urb. Las Delicias, casa nro. 69ª-104 Teléfonos: (0426-3843458) Teléfonos: (0414-6700717) Correo Electrónico:[email protected] Correo Electrónico:[email protected] _______________________ Ing. Cezar Octavio García Tutor Académico DEDICATORIA Quiero dedicar este trabajo especial de grado, ante todo y ante todos, a Dios. Simple y sencillamente le debo todo lo que soy y todo lo que tengo. Con mucho amor, a mis padres. Carlos y Nelly, porque gracias a su dedicación, esfuerzo y sacrificio me han guiado por el buen camino y han hecho de mi, una mujer con valores. S O D VA R SE E R S HO C E R travesura y abrazo. Quiero ser su ejemplo a seguir. amor y felicidad con Ecada D Espero que siempre, siempre estemos juntos y estén orgullosos de mí. Cada vez A mis hermanos, Yeli y Carlos los amo infinitamente, a mis sobrinitos Kris, Isaac, Juan y Fabián, porque desde que llegaron a la familia me han llenado de luz, que quería desfallecer solo pensaba en ustedes y seguía adelante. Gracias por los momentos de felicidad que me han brindado, LOS AMO. A la mejor de las mejores amigas, mi Jeanna. A pesar de que físicamente no estas conmigo se que nunca me abandonas, tengo el recuerdo de tu sonrisa y de todos los momentos buenos y malos que juntas pasamos, este logro es por y para las dos. Te amo y te extraño y no me alcanzara la vida para dejar de hacerlo. Atodos aquellos que confiaron y creyeron en mí y que todavía lo hacen porque sin su apoyo, ánimos y buenos deseos todo hubiese sido gris. Gracias por brindarme su amistad y cariño. Maryelis Carima DEDICATORIA Primeramente a Dios por protegerme, ampararme, guiarme por los caminos correctos y regalarme un poco de su sabiduría para poder culminar esta meta. A mi madre Luz Stella y abuela Bertha quienes a pesar de la distancia estuvieron allí cuando las necesite, siempre proporcionándome su amor sin condiciones. A mi S O D VA padre Eliberto quien me ha brindado su gran apoyo y conocimiento en todo momento. R SE E R S HO C E apoyándome incondicionalmente DER y dándome toda su sabiduría y buenos consejos. A mi tío, padre, hermano y amigo Alvaro, por siempre estar a mi lado, A mi hijo Cristian y esposa Crisbeth con quienes he compartido momentos maravillosos, me han enseñado lo importante de la vida y me han brindado su comprensión y amor a cada instante. A mis hermanos Chaira, Jeferson y Alvin con quienes he compartido muy buenos momentos y me han brindado su cariño y apoyo. A mis familiares, seres queridos y amigos que contribuyeron a lo largo del camino para alcanzar esta meta. Camilo Nova AGRADECIMIENTO Queremos agradecer, A Dios primeramente, porque el nos dio la vida, nos da salud, nos brinda su infinito amor y gracias a el creció esta amistad convirtiéndonos en mejores amigos. A nuestras familias por ser base y fuente de inspiración para seguir adelante. S O D A en nuestra instalaciones numerosos conocimientos que son el primer eslabón V R SE formación profesional. E R S O H C E R Al profesor Cezar García, por DE aceptar ser nuestro tutor académico, aportarnos sus A la Universidad Rafael Urdaneta, por ser nuestra Alma Mater y brindarnos en sus conocimientos, ayudarnos a desarrollar este trabajo especial de grado e incentivarnos a la investigación. Al profesor Waldo Urribarri, por ser un buen guía, tener sentido del humor y orientarnos en la realización del trabajo especial de grado. A INPELUZ/ FLSTP, por prestarnos sus instalaciones para desarrollar nuestro trabajo especial de grado y en donde obtuvimos conocimientos valiosos que sabremos aprovechar. A todo el personal que allí labora especialmente, a la Ing.Mirla Sierralta, Yoiger Materan y a Henry Sánchez, gracias por el conocimiento brindado con paciencia y dedicación. A nuestros amigos de la universidad, porque juntos aprendimos, nos quejamos, reímos y compartimos momentos y alimentos, cada vez que creíamos que no dábamos para mas, nos apoyábamos y nos dábamos ánimos los unos a los otros. Dios bendiga nuestra amistad con mas años de la misma y que siga sincera y sin barreras. A TODOS, GRACIAS POR SER PARTE DE NUESTRA VIDA. ÍNDICE GENERAL RESUMEN ABSTRACT Pág. INTRODUCCIÓN……………………………………………………………….. 17 S O D A 20 V 1.1. Planteamiento del problema………………………………………….. R SE E 1.2. Objetivos de la Investigación…………………………………………. 22 R S HO 1.2.1. Objetivo General……………………………………………………….. 22 C E ER 1.2.2. ObjetivosD Específicos…………………………………………………. 22 CAPITULO I. EL PROBLEMA 1.3. Justificación de la Investigación……………………………………… 22 1.4. Delimitación…………………………………………………………….. 23 1.4.1. Delimitación Espacial…………………………………………………. 23 1.4.2. Delimitación Temporal………………………………………………… 23 1.4.3. Delimitación Científica………………………………………………… 24 CAPITULO II. MARCO TEÓRICO 2.1. Antecedentes de la Investigación……………………………………. 25 2.2. Bases Teóricas…………………………………………………………. 27 2.2.1. Crudo o Petróleo………………………………………………………... 27 2.2.1.1. Clasificación del crudo o petróleo………………………………… 27 2.2.1.2. Calidad de los crudos……………………………………………… 28 2.2.1.3. Reservas de crudo a nivel mundial y en Venezuela……………. 30 2.2.2. Crudo Pesado…………………………………………………………… 34 2.2.2.1. Origen de los crudos pesados……………………………………. 34 2.2.2.2. Propiedades de los crudos pesados……………………………… 35 2.2.2.3. Modelo Molecular de los crudos pesados……………………….. 36 2.2.3. Viscosidad……………………………………………………………… 38 2.2.3.1. Clasificación de la viscosidad……………………………………… 39  Viscosidad Absoluta o Dinámica………………………………………. 39  Viscosidad Cinemática………………………………………………….. 39 2.2.3.2. Factores que afectan la viscosidad………………………………….. 39 2.2.3.3.Equipos para medir la viscosidad……………………………………. 40  Viscosímetro de tambor giratorio………………………………………  Viscosímetro de tubo capilar ………………………………………….. 41S O D A 42 V  Viscosímetro universal de Saybolt……………………………………. R SE E 42  Viscosímetro Brookfield……………………………………………….. R S HO 2.2.3.4. Relación Viscosidad –C Temperatura……………………………….. 43 E R 2.2.3.5. Viscosidad de la mezcla……………………………………………… 44 DE 40 2.2.4. Tecnologías actuales de mejoramiento de crudos pesados………... 44 2.2.4.1. Proceso de viscorreduccion…………………………………………. 45 2.2.4.2. Dilución………………………………………………………………… 45 2.2.5. Desarrollo de la tecnología de transporte por dilución con solventes…………………………………………………………………. 46 2.2.5.1. Principales razones para el uso de solventes en crudos pesados 46 2.2.5.2. Desventajas del uso de solventes …………………………………. 47 2.2.5.3. Elección del solvente…………………………………………………. 47 2.2.6. Reductores de Viscosidad……………………………………………… 48 2.2.6.1. Kerosene……………………………………………………………… 48 2.2.6.2. Benceno……………………………………………………………… 48 2.2.6.3. Xileno………………………………………………………………… 49 2.2.7. Fluido……………………………………………………………………… 49 2.2.7.1. Fluido no Newtoniano ……………………………………………… 50 2.2.7.2. Fluido Newtoniano…………………………………………………… 50 2.2.8. Evaluación del mejoramiento sobre las propiedades del crudo pesado…………………………………………………………………… 50 2.2.8.1. Análisis S.A.R.A………………………………………………………  50 Índice de inestabilidad coloidal………………………………………… 51 2.2.8.2. Análisis de gravedad API…………………………........................... 52 2.2.8.3. Contenido de agua y sedimentos.…………………………............. 52 2.2.8.4. Porcentaje de emulsión………………............................................ 53 2.2.9. Correlaciones…………………………………………………………….. 53 54S O D A 54 V 2.2.9.3. Ecuación de Arrhenius modificada………………………………… R SE E 2.2.9.4. Ecuación de Bingham modificada ………………………………… 54 R S HOmodificada ………………………... 55 2.2.9.5. Ecuación de Kendal yC Monroe E ER 2.3. Glosario de 56 Dtérminos………………………………………………….. 2.2.9.1. Ecuación de Andrade………………………………………………… 53 2.2.9.2. Ecuación ASTM o de Walther……………………………………… 2.4. Sistema de variables………………………………………………….. 59 CAPITULO III. MARCO METODOLÓGICO 3.1. Tipo de Investigación…………………………………………………. 60 3.2. Diseño de la Investigación……………………………………………… 61 3.3. Técnicas de recolección de datos……………………………………... 62 3.3.1. Observación directa………………...………………………………… 62 3.3.2. Entrevistas no estructuradas………………………………………… 63 3.3.3. Revisión Bibliográfica………………………………………………… 64 3.4. Instrumentos de recolección de datos………………………………… 64 3.5. Fases de la Investigación……………………………………………..... 66 CAPITULO IV. ANÁLISIS DE RESULTADOS 4.1. Determinación de las propiedades fisicoquímicas del crudo pesado proveniente de campo Boscan y de los solventes a utilizar………………… 68 4.2. Análisis de la viscosidad de las mezclas de solvente – crudo pesado a diferentes temperaturas……………………………………………………… 71 4.3. Evaluación del efecto de la aplicación de solventes en la viscosidad del crudo pesado…………………………………………………………………  Resumen de los resultados obtenidos………………………………… 87 96 CONCLUSIONES………………………………………………………………. 97 RECOMENDACIONES…………………………………………………………. 98 S O D A 106 ANEXOS…………………………………………………………………………. V R SE E R S O H C E R DE REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS…………………………………………… 100 INDICE DE TABLAS Tabla 2.1. Clasificación de los crudos según sus grados API……………... 28 Tabla 2.2. Países con las mayores reservas probadas de petróleo………. 33 Tabla 3.1. Caracterización de los productos a utilizar………………………. 65 Tabla 3.2. Viscosidad de los solventes utilizados a diferentes temperaturas.……………………………………………………………………. 65 S O D A 65 porcentajes de dilución y a diferentes temperaturas………………………. V R SE Tabla 4.1. Caracterización de los productos utilizados……………………. 68 E R S O pesado………………………….. 69 Tabla 4.2. Análisis S.A.R.A. paraH el crudo C E R para la mezcla crudo – solvente al 5%........... 70 Tabla 4.3. AnálisisE S.A.R.A. D Tabla 4.4. Análisis S.A.R.A. para la mezcla crudo – solvente al 20%......... 72 Tabla 3.3. Comportamiento de la viscosidad del crudo a diferentes Tabla 4.5. Análisis S.A.R.A. para la mezcla crudo – solvente al 30%......... 75 Tabla 4.6. Viscosidad del crudo pesado a diferentes temperaturas……… 77 Tabla 4.7. Viscosidad de la mezcla crudo pesado - kerosene a diferentes porcentajes de dilución y a diferentes temperaturas………………………... 80 Tabla 4.8. Viscosidad de la mezcla crudo pesado - xileno a diferentes porcentajes de dilución y a diferentes temperaturas……………………….. 81 Tabla 4.9. Viscosidad de la mezcla crudo pesado - benceno a diferentes porcentajes de dilución y a diferentes temperaturas……………………….. 82 Tabla 4.10. Porcentaje de reducción de la viscosidad de la mezcla crudo pesado – kerosene a diferentes temperaturas y diferentes porcentajes de dilución…………………………………………………………………………… 83 Tabla 4.11. Porcentaje de reducción de la viscosidad de la mezcla crudo pesado – xileno a diferentes temperaturas y diferentes porcentajes de dilución…………………………………………………………………………… 84 Tabla 4.12. Porcentaje de reducción de la viscosidad de la mezcla crudo pesado – benceno a diferentes temperaturas y diferentes porcentajes de dilución…………………………………………………………………………… Tabla 4.13.Porcentaje de reducción de la viscosidad de la mezcla crudo pesado- kerosene a diferentes temperaturas y diferentes porcentajes de 85 dilución…………………………………………………………………………… 85 Tabla 4.14.Tabla comparativa de los valores de viscosidad experimental y teórica de la mezcla crudo – kerosene…………………………………….. 87 Tabla 4.15.Tabla comparativa de los valores de viscosidad experimental y teórica de la mezcla crudo – xileno…………………………………………. 88 Tabla 4.16.Tabla comparativa de los valores de viscosidad experimental y teórica de la mezcla crudo – benceno……………………………………… 89 90 S O D A Tabla 4.18.Tabla comparativa de los valores de viscosidad experimental V R SE y teórica de la mezcla crudo – benceno……………………………………. 90 E R S Tabla 4.19. Valores de viscosidad HdeOla mezcla crudo pesado – xileno… 91 C E Tabla 4.20.Tabla comparativa ER de los valores de viscosidad experimental D y teórica de la mezcla crudo – benceno……………………………………. 91 Tabla 4.17.Valores de viscosidad de la mezcla crudo pesado – benceno Tabla 4.21.Valores de viscosidad de la mezcla crudo pesado – xileno... 92 Tabla 4.22.Tabla comparativa de los valores de viscosidad experimental y teórica de la mezcla crudo – kerosene…………………………………… 92 Tabla 4.23. Tabla comparativa de valores de viscosidad experimental vs teorica con ecuación de Arrhenius modificada ……………………………. 93 Tabla 4.24. Tabla comparativa de valores de viscosidad experimental vs teorica con ecuación de Bingham modificada ……………………………… 94 Tabla 4.25. Tabla comparativa de valores de viscosidad experimental vs teorica con ecuación de Kendal y Monroe modificada ...…………………. 95 INDICE DE FIGURAS Figura 2.1. Porcentaje de las reservas totales de petróleo en el mundo 30 Figura 2.2. Reservas de petróleo mundial contabilizadas en barriles…... 31 Figura 2.3. Principales campos petroleros en Venezuela………………… 32 41S O D VA Figura 2.4. Viscosímetro de tambor giratorio……………………………… R 41 Figura2.5. Viscosímetro de tubo capilar…………………………………… SE E R S Figura 2.6. Viscosímetro universal de Saybolt…………..………………… 42 Figura 2.7. Viscosímetro Brookfield……………………………………………. 43 O H C E Figura 2.8. Clasificación R de los crudos pesados según su índice de E D inestabilidad coloidal………………………………………………………… Figura 4.1. Comportamiento de los componentes del crudo pesado….. 52 71 Figura4.2. Comportamiento S.A.R.A. de la mezcla crudo – kerosene al 5%.............................................................................................................. 73 Figura 4.3. Comportamiento S.A.R.A. de la mezcla crudo – xileno al 5%.............................................................................................................. 73 Figura 4.4. Comportamiento S.A.R.A. de la mezcla crudo – benceno al 5%.............................................................................................................. 74 Figura 4.5. Comportamiento S.A.R.A. de la mezcla crudo – kerosene al 20%............................................................................................................ 75 Figura 4.6. Comportamiento S.A.R.A. de la mezcla crudo – xileno al 20%............................................................................................................ 76 Figura 4.7. Comportamiento S.A.R.A. de la mezcla crudo – benceno al 20%............................................................................................................ 76 Figura 4.8. Comportamiento S.A.R.A. de la mezcla crudo – kerosene al 30%............................................................................................................ 78 Figura 4.9. Comportamiento S.A.R.A. de la mezcla crudo – xileno al 30%............................................................................................................ 78 Figura4.10. Comportamiento S.A.R.A. de la mezcla crudo – benceno al 30%........................................................................................................ 79 Figura 4.11. Comportamiento de la viscosidad del crudo pesado a diferentes temperaturas……………………………………………………… 81 Figura 4.12. Comportamiento de la viscosidad del crudo – kerosene a diferentes temperaturas……………………………………………………… 82 83S O D VA Figura 4.13. Comportamiento de la viscosidad del crudo - xileno a ER S E R diferentes temperaturas……………………………………………………… S HO C E DER diferentes temperaturas……………………………………………………… Figura 4.14. Comportamiento de la viscosidad del crudo – benceno a 84 ÍNDICE DE ANEXOS Anexo 1. Norma ASTM D-1298-12B. Prueba estándar para densidad, densidad relativa o gravedad API de petróleo crudo y productos líquidos de petróleo por el método del hidrómetro…………………….. 107 Anexo 2. Norma ASTM D-2007- 98.Determinación del contenido de S O D A de Anexo 3. Norma ASTM D-4007- 81. Determinación del contenido V R 125 SE Agua y Sedimento. Método de Centrifugación…………………………. E R S O H C E R DE Saturados, Aromáticos, Resinas y Asfáltenos en muestras de Crudo 117 Carima R. Maryelis N.; Nova E. Camilo A. Evaluación del Efecto de la aplicación de solventes sobre la viscosidad de Crudos Pesados provenientes de Campo Boscan. Tesis de Grado para optar al título de Ingeniero Químico. Universidad Rafael Urdaneta. Facultad de Ingeniería. Escuela de Ingeniería Química. Maracaibo, Venezuela, 2014. RESUMEN S O D VA El presente trabajo de grado tuvo como objetivo principal la evaluación del efecto de la aplicación de solventes sobre la viscosidad de crudos pesados provenientes de campo Boscan, para llevar esto a cabo se realizó primeramente la identificación y caracterización de las muestras de crudo pesado y de los solventes a utilizar, esto con los parámetros recomendados en las normas ASTM para contenido de saturados, aromáticos, resinas y asfáltenos, análisis de viscosidad cinemática, contenido de agua y sedimentos, y finalmente porcentaje de emulsión. Así mismo se realizaron las mezclas crudo – solvente con distintos porcentajes de dilución para proceder a medir la viscosidad de estas a diferentes temperaturas y finalmente se efectuó el análisis de los resultados experimentales obtenidos para deducir con cual solvente se obtuvo mejor y mayor rango de disminución de viscosidad utilizando correlaciones de ajuste térmico. Según el tipo de investigación este trabajo especial de grado comienza como una investigación del tipo descriptiva, debido a que se midieron una serie de datos operacionales y finaliza como un estudio correlacional, ya que se evaluó la relación existente entre los cambio de temperatura y los porcentajes de dilución a los que se sometió el crudo pesado con los distintos solventes. Se requirió para el desarrollo del mismo de las técnicas de observación directa, las entrevistas no estructuradas al personal del laboratorio y de la revisión bibliográfica de otros trabajos de grado, artículos científicos y libros. Finalizado el procedimiento de análisis de los datos experimentales, se determinó que con el efecto combinado de solvente y temperatura se logró una reducción de hasta un 99,50% en la viscosidad del crudo pesado utilizando benceno como solvente con un 20% de dilución a 40ºC, y se demostró que la relación viscosidad – temperatura – solvente es esencial desde el proceso inicial de extracción hasta el transporte del crudo. O H C E ER D R SE E R S PALABRAS CLAVES: Crudo pesado, solvente, viscosidad, reducción. E-mail de los [email protected] autores: [email protected], 16 Carima R. Maryelis N.; Nova E. Camilo A. Evaluation of effect on application of solvents under the viscosity on Oils Crudes from Campo Boscan. Thesis for the degree in Chemical Engineering. Universidad Rafael Urdaneta. Faculty of Engineering. School of Chemical Engineering. Maracaibo, Venezuela, 2014. ABSTRACT S O D VA This degree work was mainly aimed at evaluating the effect the application of solvents on viscosity of heavy crudes from Boscan field to accomplish this is first performed the identification and characterization of samples of heavy oil and solvents used, this with ASTM recommended content for saturates, aromatics, resins and asphaltenes, analysis of kinematic viscosity, water content and sediments and finally emulsion percentage parameters. Like wise the crude mixtures were carried out-solvent with various dilution rates to proceed to measure the viscosity of these at different temperatures and finally the analysis of the experimental results to deduce which solvent is best obtained and wider range of reduction was effected correlations using thermal viscosity adjustment. Depending on the type of research this degree thesis begins as a descriptive research because a number of operational data were measured and ends as a correlational study, since the relation ship between temperature change and the percentages as sessed dilution to the heavy oil was subjected to different solvents. Was required for its development of the techniques of direct observation, unstructured interviews laboratory personnel and literature review of other studies degree, scientific articles and books. After the procedure of experimental data analysis, it was determined that the combined effect of temperature and solvent reduced to a 99.50%in the viscosity of heavy oil was achieved using benzene as a solvent at 20% dilution to 40 and it was shown that the viscosity- temperature relationship-solvent is essential from the initial extraction process to transport oil. O H C E ER D R SE E R S KEYWORDS: Heavy oil, solvent, viscosity, reduction E-mail de los [email protected] autores: [email protected], 17 INTRODUCCION Venezuela cuenta con las reservas probadas de petróleo mas grandes del mundo (297.735 millones de barriles), esto incluyendo las reservas de crudo pesado y extrapesado, lo que nos provee un tiempo de agotamiento de 285 años, hoy en día y con los problemas que presenta la industria para la extracción y producción S O D VA de petróleo es conveniente el desarrollo y uso de técnicas para lograr que el proceso de producción sea factible. R SE E R S O H C E temperatura de yacimiento, R en la superficie, se vuelve viscoso y bituminoso; lo que E D genera: obstrucción de las líneas y bombas de superficie, aumento del consumo Se sabe que el crudo pesado, si bien fluye a condiciones naturales de presión y de energía eléctrica y deshidratación de crudo más lenta. Una de las técnicas más utilizadas en Venezuela para el transporte de este tipo de crudo es la de dilución, la cual consiste en la mezcla de un crudo pesado con hidrocarburos medianos, livianos o con cortes de petróleo como kerosene, en una proporción que permita su movimiento a través de tuberías en condiciones operacionalmente rentable. Esto ayuda a la reducción de viscosidad, facilitando el paso del fluido a través de: tuberías, válvulas, equipos de medición y otros equipos. La experiencia en la producción de crudos pesados ha demostrado que la mayoría de los sistemas convencionales de producción y tratamiento son ineficientes. La mayoría de los crudos pesados producidos y tratados a nivel de campo de producción no -reúnen las condiciones mínimas de venta- para la transportación internacional y requieren ajustes costosos en el punto de embarque. Los Métodos 18 de recuperación térmica han demostrado ser los más eficientes en la recuperación de petróleos pesados. Con base en estos antecedentes, se planteó como objetivo de este trabajo preparar mezclas de crudo – solvente con diferentes tipos y proporciones, evaluando sus características fisicoquímicas para determinar su potencial aplicación en los distintos procesos que se llevan a cabo dentro de la industria S O D VA petrolera. Adicionalmente, se estudia el efecto de los mismos para elegir el ER S E R El trabajo se encuentra constituido por cuatro capítulos, desglosado de la siguiente S O H manera, el primero contiene elC planteamiento del problema en el que se detalla el E R DEpara dar una idea pormenorizada de la situación; el objetivo fin de la investigación solvente con mejor propiedades y mayor rango de dilución. general describe lo que se pretende alcanzar con esta investigación; los objetivos específicos significan los pasos que se deben llevar a cabo para lograr el objetivo general, la justificación describe la importancia y la delimitación representa el tiempo y la ubicación de la investigación. El segundo capítulo, está constituido por el marco teórico, el cual está compuesto por los antecedentes utilizados como apoyo en la investigación y las bases teóricas, en las que se especifican aquellas definiciones relacionadas al trabajo de investigación, de igual manera en este capítulo se encuentran y glosario de términos y el cuadro de variables, donde se destacan los indicadores para cada objetivo. En el tercer capítulo se encuentra el marco metodológico, en el que se describen el tipo y diseño de investigación, las técnicas e instrumentos de recolección de datos, donde se presenta una serie de tablas ajustadas al presente trabajo de investigación, finalizando con las fases de la investigación, que detallan como se desarrollaron paso a paso los objetivos planteados. En el cuarto capítulo se 19 muestra el análisis y discusión de resultados de cada uno de los objetivos que se propusieron en el trabajo de investigación, además se presentan las conclusiones y una serie de recomendaciones. D H C E ER O SE E R S R S O D VA 20 CAPITULO I EL PROBLEMA En esta sección se describe de manera clara y objetiva el problema de investigación, buscando así, crear una idea detallada de la situación y que es lo S O D VA que se procura conseguir. Se definen los objetivos de la investigación y la R SE E R S justificación, en donde se plantean los beneficios que se obtendrán con la investigación. 1.1. HO C E RProblema Planteamiento DEdel La mayor parte de los recursos de petróleo del mundo corresponden a crudos viscosos y pesados, que son difíciles y costosos de extraer y refinar. Usualmente, mientras más pesado o denso sea el crudo, menor es su valor económico. Los crudos pesados tienden a poseer mayores concentraciones de metales y otros elementos, lo que exige mayores esfuerzos para lograr su extracción y transporte para después poder obtener productos utilizables. Venezuela cuenta con una reserva probada de crudos pesados y extra pesados de 48,2 MMMBls distribuidos en los campos tradicionales de crudos pesados de la Costa Bolívar, en el estado Zulia, los campos al Norte del Estado Monagas y la Faja Petrolífera del Orinoco en el Oriente del país. Se estima que la producción de las reservas de crudos pesados no explotadas de la faja, puede llegar a producir entre 5 y 10 millones de barriles diarios por varios años, lo cual asegura la producción futura de petróleo en Venezuela. El crudo pesado se define como crudo con un rango que va de 10 a 21,9°API. Los crudos de menos de 10°API se conocen como extra pesados, ultra pesados o 21 superpesados. Si bien la densidad del petróleo es importante para evaluar el valor del recurso y estimar el rendimiento y los costos de refinación, la propiedad del fluido que más afecta la producción y la recuperación, es la viscosidad. Cuanto más viscoso es el crudo, más difícil resulta extraerlo. La viscosidad de los crudos convencionales puede oscilar entre 1 centipoise (cP) [0.001 Pa.s] y 10 cP [0.01 Pa.s]. La viscosidad de los crudos pesados y extra pesados puede fluctuar entre menos de 20 cP [0.02 Pa.s] y más de 1, 000,000 cP [1,000 Pa.s]. S O D A pesados En la industria petrolera, las propiedades físico-químicas de los crudos V R E originan serios problemas operacionales tanto en S los procesos de extracción, E R S O como en el transporte y refinación del mismo. La problemática de transportar H ECse presenta por las altas viscosidades que lo R crudo pesado por E tuberías, D caracterizan; dificultando el flujo y encareciendo esta etapa por los costos operacionales y los requerimientos de inversión. Los crudos pesados y viscosos presentan desafíos en el análisis de fluídos y obstáculos para la recuperación, que están siendo superados con el uso de nuevas tecnologías y modificaciones en los métodos desarrollados y utilizados para los crudos convencionales. Se han aplicado dos soluciones. La primera considera la aplicación de altas temperaturas para reducir su viscosidad para mejorar el transporte, sea por oleoducto o por barco; sin embargo, esta alternativa presenta limitaciones de distancia por eficiencia y costos. De hecho, este es el procedimiento utilizado usualmente para el manejo de los crudos pesados destinados a la manufactura de asfalto. La segunda solución considera la mezcla del crudo pesado con diluyente, ya sea con un crudo más liviano o con un derivado como, por ejemplo, la nafta o el kerosene. Por todo lo anteriormente expuesto, surgió la necesidad de realizar un estudio acerca de las nuevas propuestas o estrategias útiles y posibles para lograr la 22 reducción de la viscosidad en crudos pesados buscando mejorar las condiciones de transporte del mismo y lograr disminuir los costos operacionales. 1.2. Objetivos de la investigación 1.2.1. Objetivo General S O D A de crudos Evaluar el efecto de la aplicación de solventes sobre la viscosidad V R SE pesados provenientes de campo Boscan. E R S O H C E R E 1.2.2. ObjetivosD Específicos 1. Determinarlas propiedades fisicoquímicas del crudo pesado proveniente del campo Boscan y de los solventes a utilizar. 2. Realizar análisis de viscosidad en las mezclas de solvente- crudo pesado a diferentes temperaturas. 3. Evaluar el efecto de la aplicación de solventes en la viscosidad del crudo pesado. 1.3. Justificación Las reservas de crudo convencional han venido presentando un declive en los últimos años. Es por ello que los crudos pesados han sido tomados en cuenta como un recurso energético, sin embargo presentan una gran dificultad y altos costos asociados con su producción y transporte. Debido a esto, existe la necesidad de buscar alternativas para mejorar el transporte de crudo pesado. En 23 la práctica, las alternativas que han proporcionado los mejores resultados son dilución y aplicación de altas temperaturas. Desde el punto de vista teórico, esta investigación brindo el aporte para su ejecución en crudos de campo Boscan. Así mismo se pondrán en manifiesto los conocimientos adquiridos durante el curso de la carrera. S O D A Vbibliográfica En el ámbito metodológico, esté estudio constituye unaE fuente para R S E para futuros proyectos futuras investigaciones, ya que servirá como R antecedente S O de crudos pesados. Hviscosidad relacionados con la reducción C de la E DER 1.4. Delimitación 1.4.1. Delimitación Espacial El trabajo de investigación se llevó a cabo en las instalaciones del Instituto de investigaciones petroleras de la Universidad del Zulia (Inpeluz), en conjunto con la Fundación Laboratorios de Servicios Técnicos Petroleros, específicamente en el Laboratorio de Crudo y Química, ubicado en la avenida el Milagro, Municipio Maracaibo Edo. Zulia - Venezuela. 1.4.2. Delimitación Temporal El trabajo de investigación, se llevó a cabo en un periodo de tiempo de 11 meses comprendido entre los meses de enero y diciembre de 2014. 24 1.4.3. Delimitación Científica Esta investigación estuvo enmarcada hacia la Ingeniería Química específicamente en el área de petróleos. En ella, se aplicaron los conocimientos adquiridos sobre química orgánica, termodinámica, fenómenos de transporte. Cabe destacar que fueron imprescindibles los conocimientos adquiridos de forma práctica en los laboratorios de las materias de operaciones unitarias I y II, química analítica, química II y química orgánica. D H C E ER O SE E R S R S O D VA 25 CAPITULO II MARCO TEÓRICO El presente capitulo esta estructurado y organizado de tal manera que permita un fácil abordaje y comprensión de las bases teóricas en el cual se sustenta el S O D A antecedentes, así como una serie de definiciones que sirven de ayuda para V R E S complementar y reforzar los conocimientos básicos, con el objetivo de establecer E R S un marco de referencia. HO C E ER D 2.1. Antecedentes de la investigación trabajo de investigación. También se presentan los estudios previos o Domínguez (2014) “Tecnología para Reducir la Viscosidad de Crudos Pesados y Facilitar su Manejo”. PetroQuiMex La revista de la Industria Petrolera. Edición 68 marzo - abril 2014 (pág. 18-24). Dicho artículo de investigación tuvo como objeto dar a conocer los beneficios de diseñar y sintetizar nuevos productos químicos para reducir la viscosidad en crudos pesados. La aplicación de los productos químicos dio como resultado la reducción importante de la viscosidad hasta en 99% con respecto a los crudos originales, a temperatura ambiente. Estos productos químicos se aplican de acuerdo con las características del crudo a tratar. Este artículo se considera un relevante aporte para el presente trabajo de investigación ya que en el estudio que ellos desarrollaron, lograron reducir la viscosidad del crudo pesado utilizando agentes químicos muy competitivos y así obtener grandes beneficios en toda la cadena de producción, desde el yacimiento, 26 pasando por la etapa de explotación del pozo y hasta la conducción por oleoductos. Tineo (1981). “Efecto de solventes y temperatura sobre la viscosidad de algunos crudos de petróleos mexicanos”. Trabajo Especial de Grado para Optar al título de maestría en ciencias especialidad Físico Química. Universidad autónoma de Nuevo León, Monterrey. México. S O D Ala viscosidad Este trabajo de grado tuvo como objeto el estudio de la variación de V R SEy solventes, los cuales en crudos pesados por la aplicación de temperatura E R S O lograron la reducción de la viscosidad de hasta un 99,9% a una temperatura de H C E R 60ºC. DE En esta investigación se emplean diferentes técnicas de laboratorio para la caracterización del crudo y los solventes, como también para observar las nuevas propiedades de las mezclas crudo- solventes a diferentes temperaturas. Lo que es de gran importancia en la elaboración de los experimentos que se llevaran a cabo en el presente trabajo de investigación. Briceño (2007). “Evaluación de los reductores de viscosidad en crudos pesados de occidente.” Trabajo Especial de Grado para Optar al título de Ingeniero Químico. Universidad Rafael Urdaneta Maracaibo Edo Zulia Venezuela. El trabajo se basa principalmente en evaluar cuatro reductores de viscosidad para crudos de segregación Tía Juana Pesado y Urdaneta Pesado, se realizaron pruebas de botella a diferentes concentraciones de dichos reductores. Este trabajo se considera un relevante aporte para el presente estudio en función de la metodología utilizada así como el proceso de recolección de datos 27 manejados, por lo cual podrá servir de apoyo para la definición de tipo y diseño de investigación a ser manejada en este trabajo. 2.2. Bases Teóricas A continuación se presentan una serie de conceptos básicos de diferentes autores, los cuales hacen referencia al estudio realizado y que permitieron S O D VA adquirir una suficiente formulación teórica la cual incluye detalles de cada uno de O H C E ER 2.2.1. Crudo o Petróleo R SE E R S los elementos utilizados en el estudio. D Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), define el petróleo como una sustancia natural constituida por hidrocarburos. Su refinación da origen a un gran número de productos como combustibles, lubricantes y asfaltos. Es también materia prima muy importante para la industria petroquímica. 2.2.1.1. Clasificación del Crudo o Petróleo En relación a esto PDVSA precisa que en el lenguaje petrolero corriente los crudos se clasifican como livianos, medianos, pesados o extra pesados. Esta clasificación está muy vinculada a la gravedad específica o índice de grados API de cada crudo. La propia clasificación nos proporciona una idea de la viscosidad o fluidez de cada crudo. Clasificación del crudo según API: Crudos Livianos 30-40°, Crudos Medianos 22-29.9°, Crudos Pesados 10-21.9°, Crudos Extra pesados Menos 10°. La gravedad API se usa universalmente para la catalogación y establecimiento de diferenciales de precios, considerando otros factores como el contenido de azufre y/o metales, sal, corrosividad o rendimiento específico de determinado producto 28 para un crudo en referencia. Otra modalidad para clasificar los crudos es la “base” de la composición del mismo. Esta tipificación no es muy adecuada y sin embargo, tiene aceptación. Es así que el crudo puede ser catalogado como de base aromática, nafténica o parafínica, según los resultados del análisis químico por rangos de temperatura de destilación y los correspondientes porcentajes de cada base. S O D A propiedades físicas que infieren en el rendimiento de la gasolina o de fracciones V R E S –parafínicas- o las de bajo punto de ebullición (250-275 °C a presión atmosférica) E R S °C a presión atmosférica) que se O de alta ebullición –lubricantes- H (390-415 C un crudo tiene una cantidad considerable de E R catalogan como nafténicas. Cuando DE La base está ligada al punto de ebullición de algunas fracciones y a otras por hidrocarburos aromáticos (benceno, tolueno, xileno) se clasifica como de base aromática. Los crudos de este tipo son escasos. Tabla 2.1. Clasificación de los crudos según los grados API. (Curtis y Kopper, 2002). 2.2.1.2. Calidad de los crudos Para Suarez (2007), “la calidad del petróleo se fundamenta en su densidad relativa, la cual se mide según sean más livianos o pesados que el agua. Mientras más liviano es un crudo, mejor es su calidad y mayor es su precio”. 29 La densidad relativa se considera como el cociente de dos densidades; la sustancia de interés entre la sustancia de referencia. La sustancia de referencia en el caso de los líquidos y sólidos generalmente es el agua. La mayoría de los crudos tienen densidades menores al agua. Por convención, el Instituto Americano del Petróleo, mide la densidad relativa del petróleo en grados API (American Petroleum Institute, por sus siglas en inglés) (Himmelblau, 1997). La fórmula que S O D VA relaciona la gravedad específica S.G. (Specific Gravity, por sus siglas en ingles) R SE E R S con la densidad API es la siguiente: O H C E ER D (Ec. 2.1) El volumen, y por tanto la densidad, de los productos del petróleo varía con la temperatura, y la industria petrolera ha establecido los 60 ºF (15,55 ºC) como la temperatura estándar para el volumen y la gravedad específica API (Himmelblau,1997). En la escala API el agua tiene 10 ºAPI, un crudo menos denso que el agua tiene más de 10 ºAPI y uno con densidad mayor tiene menos de 10 ºAPI y se denominan extrapesados. Otro parámetro físico importante que determina la calidad de un crudo es la viscosidad dinámica, la cual se define como la propiedad de un fluido que tiende a oponerse a su flujo cuando se le aplica una fuerza. Los fluidos de alta viscosidad presentan una cierta resistencia a fluir; los fluidos de baja viscosidad fluyen con facilidad. La fuerza con la que una capa de fluido en movimiento arrastra consigo alas capas adyacentes de fluido determina su viscosidad (Himmelblau, 1997). Su unidad de medición común es el poise (P). Cuando la viscosidad es pequeña, su valor se expresa en centipoise. A medida que los crudos son más densos son más viscosos. Como la viscosidad depende de la temperatura, se puede disminuir mediante calentamiento (Curtis y Kopper, 2002) 30 2.2.1.3. Reservas de crudo a nivel mundial y en Venezuela El petróleo pesado, extrapesado y el bitumen conforman aproximadamente un 70% de los recursos totales de crudo en el mundo (Figura2.1.), los cuales, oscilan entre 9 y 13 millones de millones de barriles (MMMMB) (Alboudwarej, Félix y Taylor, 2006). D R SE E R S O H C E ER S O D VA Figura2.1.Porcentaje de las reservas totales de petróleo en el mundo (Alboudwarej et al., 2006) Según el informe anual de la OPEP (2013). Arabia Saudita es actualmente el primer productor de petróleo a nivel mundial, especialmente famoso por su crudo extra ligero, pero se estima que solo cuentan con reservas de petróleo ligero para unos 30 años. Después será el turno de los petróleos de reserva más pesados. Venezuela es actualmente el país con las mayores reservas probadas de crudo pesado y extrapesado en el planeta. Con casi 300.000 millones de barriles de petróleo pesado y extra pesado en reserva, nuestro país se proyecta como una potencia petrolera mundial. La mayor parte de estas reservas se encuentran en la Faja Petrolífera del Orinoco. 31 S O D A(OPEP, 2013). V Figura 2.2. Reservas de petróleo mundial contabilizadas en R barriles SE E R Sprobadas de petróleo, al cierre del año Según PDVSA, “los niveles de las reservas O H C E 2010, se ubicaron en: 296.501 MMBls”. R DE La distribución de reservas por cuencas es la siguiente:  19.956 MMBls Maracaibo-Falcón  1.230 MMBls Barinas-Apure  275.240 MMBls Oriental  En la FPO las reservas ascienden a 258.329 MMBls de petróleo, de las cuales corresponden a crudo pesado 3.791 MMBls y a crudo extrapesado 254.538 MMBls  75 MMBls Carúpano Durante el año 2010, se destaca la incorporación de 86.411 MMBls de reservas probadas, de los cuales 200 MMBls fueron por descubrimientos y 86.211 MMBls por revisiones, principalmente realizadas en la FPO, dentro del Proyecto Orinoco Magna Reserva (POMR). Estas variaciones son resultado, en algunos casos, de las revisiones de las tasas esperadas de la recuperación de petróleo en sitio y del uso de tecnología de recuperación secundaria en los yacimientos de petróleo. En el año 2010, el 32 incremento se debe principalmente al esfuerzo realizado en la incorporación de las reservas de la FPO. De acuerdo con los niveles de producción del año 2010, las reservas probadas de petróleo, incluyendo las reservas de crudo pesado y extrapesado, tienen un tiempo de agotamiento de 274 años, aproximadamente, para lo cual se está ejecutando el Plan de Desarrollo Económico y Social de la Nación 2007-2013, que S O D VA prevé el desarrollo de las reservas de una forma adecuada y sustentable. ER S E R certificación de reservas del POMR, el cual cuenta, hasta ahora, con un avance de S O Hde petróleo, es decir 220 MMMBls de los 235 94% en la incorporación deE reservas C R el año 2010. DEhasta MMMBls planificados Este tiempo de agotamiento se elevará a 285 años, cuando se concluya la Las reservas de petróleo de Venezuela son las más grandes del continente las cuales representan el 52% de las reservas del continente americano, y el 7,6% de las reservas del mundo. Esta cifra no incluye las reservas de crudos pesados y extrapesados de la FPO que actualmente se aproximan a los 300 mil millones de barriles adicionales. Figura2.3. Principales campos petroleros en Venezuela (PDVSA, 2013) 33 En el informe anual que presenta la OPEP se muestran los 20 países con las mayores reservas probadas de petróleo (las cifras están expresadas en millones de barriles). Tabla 2.2.Países con las mayores reservas probadas de petróleo. (Informe anual de la OPEP, 2013). Posición País Reservas (2009) 01 Venezuela 211.173 02 Arabia Saudita 03 Irán 04 Reservas (2010) S O D VA Reservas (2011) R E297.571 S E R S264.516 265.405 Reservas (2012) 151.170 154.580 157.300 115.000 143.100 141.350 140.300 R E D Iraq CHO E137.010 296.501 264.590 297.735 265.850 05 Kuwait 101.500 101.500 101.500 101.500 06 Emiratos Árabes Unidos 97.800 97.800 97.800 97.800 07 Rusia 76.650 77.403 77.403 80.000 08 Libia 46.422 47.097 48.014 48.472 09 Nigeria 37.200 37.200 37.200 37.139 10 Kazakstán 30.000 30.000 30.000 30.000 11 China 18.000 18.000 20.350 25.584 12 Qatar 25.382 25.382 26.382 25.244 13 EE.UU. 20.682 23.267 23.267 23.267 14 Brasil 11.899 11.985 12.841 13.154 15 Argelia 12.200 12.000 12.000 12.200 16 México 11.692 11.692 11.394 11.365 17 Angola 9.500 9.500 9.500 9.055 18 Ecuador 6.511 7.206 8.235 8.235 19 Sudan 6.700 6.700 6.700 6.700 20 Malasia 5.500 5.500 5.850 5.850 34 2.2.2. Crudo pesado El Departamento de Energía de los Estados Unidos de Norteamérica (DOE, por sus siglas en ingles), define al petróleo pesado como aquel que presenta densidades API de entre 10° y 22,3°. En algunos yacimientos, el petróleo con una densidad tan baja como 7 u 8° API se considera pesado más que ultrapesado, porque puede ser producido mediante métodos de producción de petróleo pesado. S O D Ade asfáltenos, El crudo pesado es un sistema coloidal compuesto por partículas V R SE disueltas en un solvente constituido por máltenos. Los asfáltenos son la fracción E R S polar más aromática y pesada HdelO crudo. Están compuestos por anillos C E aromáticos, con cadenas DERalifáticas que contienen grupos polares en sus extremos. Con la gran demanda de crudos, sus altos precios y estando en declinación la producción de la mayoría de los yacimientos de petróleo convencionales a nivel mundial (Alboudwarej et al., 2006), la atención de la industria petrolera venezolana se está desplazando hacia la explotación de petróleo pesado y extrapesado, ya que este tipo de crudo promete desempeñar un rol muy importante en el futuro de la industria petrolera venezolana. Venezuela se vislumbra como el país con las mayores reservas de crudo probadas a nivel mundial, por tal motivo se persigue en la actualidad incrementar su producción, evaluar las estimaciones de reservas, comprobar las nuevas tecnologías e invertir en infraestructura para aprovechar este gran recurso (Martínez, 2004). 2.2.2.1. Origen de los crudos pesados Oñate y Rodríguez (2012), expresan que originalmente, cuando la roca generadora produce el petróleo, este no es pesado. Los expertos en geoquímica generalmente coinciden en que casi todos los petróleos comienzan con densidades de entre 30 y 40°API. El petróleo se vuelve pesado solo luego de una 35 degradación sustancial ocurrida durante la migración y luego del entrampamiento. La degradación se produce a través de una variedad de procesos biológicos, químicos y físicos. La bacteria transportada por el agua superficial metaboliza los hidrocarburos parafínicos, nafténicos y aromáticos en moléculas mas pesadas. Las aguas de formación también remueven hidrocarburos por solución, eliminando los hidrocarburos de menor peso molecular, los cuales son más solubles en agua. El petróleo crudo también se degrada por volatilización cuando un sello de pobre S O D VA calidad permite que las moléculas más livianas se separen y escapen. R SE E R S HO C E efectivos, exponiéndolos ERa condiciones que conducen a la formación de petróleo D pesado. La naturaleza superficial de la mayoría de las acumulaciones de petróleo El petróleo pesado se produce típicamente en formaciones geológicamente jóvenes. Estos yacimientos tienden a ser superficiales y poseen sellos menos pesado se debe a que muchas se descubrieron tan pronto como se establecieron las poblaciones en sus proximidades. La recolección de crudo de los manaderos y la extracción de forma manual constituyeron las formas más tempranas de recuperación, seguidas de la perforación de túneles y la minería. A principios de la década de 1900, estos métodos dieron lugar al avance de técnicas empleadas hoy para producir yacimientos de petróleo pesado. 2.2.2.2. Propiedades de los crudos pesados Oñate y Rodríguez (2012), destacan que los crudos pesados son el resultado del proceso químico de oxidación de los crudos convencionales que realizan bacterias dentro del yacimiento. Tienen diferentes propiedades físicas y químicas que se afectan, generalmente estos crudos presentan:  Alta viscosidad 36  Baja gravedad API < 20° API  Alto punto de fluidez; 80 °F – 100 °F  Alto contenido de metales pesados como níquel y vanadio  Alto contenido de azufre y nitrógeno  Salinidad del crudo S O D A V Suarez (2007), expresa que el modelo molecular de un crudo debe permitir la R SEcondiciones físicas, así E descripción del comportamiento del mismo en diversas R OS como predecir su evoluciónC enH cualquier proceso. De forma general, cada E compuesta de dos unidades básicas: una parte EResta molécula de unD crudo 2.2.2.3. Modelo Molecular de los crudos pesados aromática, común a todos los crudos, que en su mínima unidad corresponde a un anillo aromático denominado tronco y otra unidad constituida por saturados (parafinas y nafténicos), característica de cada crudo, o de cada corte de destilación y la cual se denomina rama. La rama en su forma básica corresponde a una cadena alifática. Las moléculas del crudo corresponden a las combinaciones posibles de troncos y ramas, en especial, los pesos moleculares característicos de las fracciones más pesadas no pasan de 1500 Daltons (Da) (León, 2001). De esta forma, las moléculas más complejas pueden describirse como constituidas por un núcleo aromático, el cual consta de 3 a 10 anillos, con substituciones nafténicas y parafínicas que conforman la parte saturada. Es importante señalar, que esta parte no es más compleja que el corte de saturados provenientes del crudo, ya que su relación hidrógeno/carbono (H/C) es similar.  Saturados: Los hidrocarburos saturados son los compuestos más valiosos encontrados en el petróleo y en la mayoría de los derivados. En su estructura poseen enlaces simple C-C (con los otros enlaces saturados con 37 átomos de H). Las moléculas pueden estar ordenadas en diversas configuraciones (Wade, 1993): a. Alifáticos: lineales o ramificados, con la fórmula general: CnH2n+2. Los nombres comunes para este tipo de compuestos son alcanos e isoalcanos. La industria del petróleo se refiere a estos compuestos como parafinas e isoparafinas. S O D Ao más anillos compuestos son hidrocarburos saturados que contienenV uno R SEsaturadas. Son también los cuales pueden también estar unidosR a cadenas E Sdel petróleo los denomina comúnmente O llamados cicloalcanos. La industria H C E R naftenos o cicloparafinas. DE b. Alicíclicos: compuestos cíclicos con la formula general: CnH 2n. Estos  Aromáticos: Los compuestos aromáticos son una clase especial de hidrocarburos insaturados. La estructura de estos compuestos se basa en la estructura del anillo del benceno. La molécula de benceno puede tener uno o más átomos de hidrógeno sustituidos por radicales alquilos, originando alquil bencenos o puede haber dos o más anillos aromáticos fusionados dando como resultado hidrocarburos policíclicos aromáticos.  Resinas: Son constituyentes no volátiles del crudo, que pueden ser desorbidos de la alúmina absorbente CG calcinada, después que los saturados y naftenos aromáticos han sido removidos, utilizando tolueno y tricloroetileno como diluyentes en las condiciones especificas de separación.  Asfáltenos: Los asfáltenos son hidrocarburos que presentan una estructura molecular bastante compleja y están constituidos por moléculas poliaromáticas y policíclicas que contienen heteroátomos (S, N, O), además poseen metales como V y Ni. El contenido de compuestos aromáticos está 38 entre 40-60 % cuya relación atómica H/C esta comprendida en el rango de 1-1,2 (Alayón, 2004). Los heteroátomos (S, N, O) existen en una proporción que es característica de cada crudo, se encuentran mayoritariamente asociados a los troncos, el número por molécula es proporcional al número de troncos, de esta forma los asfáltenos tienen el mayor número de heteroátomos, seguidos por las S O D VA resinas, siendo importante destacar que en la fracción de aromáticos hay ER S E R S Los asfáltenos se consideran como los O componentes de menor valor de un H C E causan un marcado aumento de su viscosidad, crudo pesado ya que R E D haciéndolo difícil de transportar y de procesar. Debido a sus características pocos heteroátomos. no son refinables, generando diversos problemas en su manejo, tales como: taponamiento en equipos, precipitación en oleoductos, iniciadores y/o motivadores de formación de coque en los procesos catalíticos ocasionando una desactivación importante en los catalizadores, envenenamiento de los catalizadores debido a la presencia de metales pesados y contaminación ambiental. Por lo antes expuesto, ellos pueden considerarse los compuestos más indeseables desde el punto de vista del tratamiento de los residuos del petróleo (Pineda y Mesta, 2001). 2.2.3. Viscosidad Según Mc Cabe, Smith y Harriot (1998), en un fluido newtoniano la tensión de corte es proporcional a la velocidad de corte, y la constante de proporcionalidad se denomina viscosidad. Unidades: SI, Kg/m.s ò Pa*s CGS, g*cm/s = poise (P) 39 2.2.3.1.  Clasificación de la viscosidad Viscosidad absoluta o dinámica Mc-Cabe et al. (1998), plantean que la viscosidad absoluta de los fluidos varia en un amplio intervalo, donde un valor prácticamente cero para el hielo II, hasta más de 1020 centipoise para el vidrio a la temperatura ambiente. La mayor parte de las S O D VA sustancias extremadamente viscosas son no newtonianas, y su viscosidad depende del esfuerzo cortante.  O H C E ER Viscosidad cinemática D R SE E R S Mc-cabe et al. (1998), expresan que la relación entre la viscosidad absoluta y la densidad de un fluido, µ/ρ, es a menudo muy útil; esta propiedad se llama viscosidad cinemática y se representa con la letra . La unidad más corriente de viscosidad cinemática, se obtiene expresando la viscosidad en poises y la densidad en gramos por centímetro cubico. Esta unidad recibe el nombre de stoke, y es igual a 1 cm2/seg, análogamente un centistoke es igual a 1/100 stoke. En unidades inglesas la viscosidad cinemática se mide en pies cuadrados por segundo. La viscosidad cinemática varía en un intervalo menos amplio que la viscosidad absoluta. 2.2.3.2. Factores que afectan la viscosidad. Briceño (2007), explica que estos factores son:  Temperatura Conforme la temperatura aumenta, la viscosidad disminuye, así se puede observar que todos los fluidos exhiben este comportamiento en algún grado. 40  Presión La viscosidad se ve afectada por las condiciones ambientales como la presión, a medida que aumenta la viscosidad del crudo, crece su presión. 2.2.3.3. Equipos para medir la viscosidad S O D A fluidos para Algunos emplean los principios fundamentales de la mecánica de V R SEexclusivamente valores E tener la viscosidad en unidades básicas. Otros indican R S O relativos de la viscosidad que se pueden utilizar para comparar diferentes fluidos. H C E R DE Mott (2006). Los procedimientos y el equipo de medir viscosidad son numerosos.  Viscosímetro de tambor giratorio Mott (2006). Mide la viscosidad utilizando la definición de la viscosidad dinámica dada en la ecuación: (Ec. 2.2.) se hace girar el tambor exterior a una velocidad angular constante, ω, mientras que el tambor interior se mantiene estacionario. Por consiguiente el fluido que está en contacto con el tambor giratorio tiene una velocidad lineal. U, conocida, mientras que el fluido que está en contacto con el tambor interior tiene una velocidad cero. Si conocemos el grueso, podemos calcular el termino Y, de la muestra del fluido, entonces U/ Y de la ecuación, se pone en consideración especial al fluido que se encuentra en el fondo del tambor, pues su velocidad no es uniforme en todos los puntos. Debido a la viscosidad del fluido, se presenta una fuerza de arrastre sobre la superficie del tambor interior que ocasiona el desarrollo de un torque cuya magnitud puede medirse con un torqui metro sensible. La 41 magnitud de dicho torque es una medida de la tensión de corte, T, del fluido, así pues la viscosidad, µ, puede calcularse utilizando la ecuación antes descrita. S O D VA  R E S E Figura 2.4. Viscosímetro de tambor giratorio (Mott, 2006) R S HO C E Viscosímetro DEdeRtubo capilar Mott (2006). En la Figura 2.5.se muestra dos recipientes conectados por un tubo largo de diámetro pequeño conocido como tubo capilar. Conforme el fluido fluye a través del tubo con una velocidad constante, el sistema pierde algo de energía, ocasionando una caída de presión que puede ser medida utilizando un manómetro. La magnitud de la caída de presión está relacionada con la viscosidad del fluido mediante la siguiente ecuación: (Ec. 2.3.) Figura 2.5. Viscosímetro de tubo capilar (Mott, 2006) 42  Viscosímetro universal de Saybolt Mott (2006). La facilidad con que un fluido fluye a través de un orificio de diámetro pequeño es una indicación de su viscosidad. Este es el principio sobre el cual está basado el viscosímetro universal de Saybolt. La muestra de fluido se coloca en un aparato como el que se muestra en la Figura 2.6. Después de que se establece el flujo, se mide el tiempo requerido para colectar 60ml del fluido. El tiempo S O D A Saybolt. Puesto que la medición no está basada en la definición fundamental de V R E Ssin embargo sirven para E viscosidad, los resultados son solamente relativos, R S O comparar la viscosidad de diferentes fluidos. La ventaja de este procedimiento es H C E R que es sencillo y requiere DE de un equipo relativamente simple. Se puede hacer una resultante se reporta como la viscosidad del fluido en segundos universales conversión aproximada de SSU a viscosidad cinemática. Figura 2.6. Viscosímetro universal de Saybolt (Mott, 2006)  Viscosímetro Brookfield Yaque (2013). El viscosímetro más ampliamente utilizado es el de rotación, y de estos el más usado en laboratorios es el tipo Brookfield que se caracteriza por tener un disco o un cilindro que rota en el líquido a analizar. Este viscosímetro 43 mide la resistencia del líquido a la velocidad de giro seleccionada y conocida, y obtiene directamente la viscosidad de la sustancia. Tiene una estructura compacta y estable y es muy preciso y exacto. Además posee una sonda para controlar la temperatura debido a la importancia que tiene esta para la medida de la viscosidad. D R SE E R S O H C E ER S O D VA Figura 2.7.Viscosímetro Brookfield. (Yaque, 2013). 2.2.3.4. Relación Viscosidad – Temperatura Oñate y Rodríguez (2012), opinan que la viscosidad de un líquido merma con el aumento en la temperatura. Al aumentar la temperatura del crudo se disminuye su viscosidad, esto se debe al incremento de la velocidad de las moléculas y, por consiguiente, a la disminución de su fuerza de cohesión y de la resistencia molecular. Por lo tanto, la temperatura a la que se realiza las mediciones de viscosidad, se deben incluir a la hora de reportar los datos de viscosidad. Los crudos relativamente medianos tienen una estructura molecular más sólida a cambios de temperatura que la de los crudos pesados. Mientras más viscoso sea un crudo, posee una estructura más inestable que puede ser alterada fácilmente por cambios mínimos de temperatura. Generalmente se puede obtener una 44 reducción superior al 90% al incrementarse la temperatura de los crudos en 100 °F, a partir de la temperatura ambiente. 2.2.3.5. Viscosidad de la mezcla Oñate y Rodríguez (2012), exponen que el principal propósito de la mezcla de crudos es lograr reducir la viscosidad del crudo original, por este motivo, la mezcla S O D VA se debe hacer con solventes o con un crudo que tenga una viscosidad menor. R SE E R S HO C E técnica depende deE la R disponibilidad del solvente en los alrededores del crudo a D tratar. Los solventes más empleados en el transporte de crudo pesado son: crudos livianos, condensados, gasolina natural, entre otros. La viabilidad económica de la La relación efectiva entre la viscosidad del crudo diluido y la fracción en volumen del solvente es de forma exponencial; por esta razón el método de dilución es muy eficiente. Es de gran importancia tener conocimiento de las viscosidades de la composición de mezclas de crudos para poder dar solución a muchos problemas ingenieriles. Sin embargo, cada uno de los componentes de la mezcla debe cumplir con una serie de parámetros de operación previamente establecidos como temperatura, viscosidad y volumen, para poder ser mezclados, y por consiguiente que la mezcla resultante sea apta para el transporte y tratamiento. 2.2.4. Tecnologías actuales de mejoramiento de crudos pesados Para Oñate y Rodríguez (2012), en el momento existen varias alternativas las cuales han sido aceptadas en la industria para este propósito, sin embargo, no existe una que de solución definitiva al problema. Estas tecnologías tienen como 45 objetivo disminuir la viscosidad del crudo o disminuir la fricción con la tubería las cuales se describen a continuación: 2.2.4.1. Proceso de Viscorreducción Visbreaking Process (2003). La Viscorreducción es un proceso térmico no catalítico que convierte los residuos atmosféricos y de vacío en gas, nafta, S O D A se pueden conversión a gas, nafta y destilados del 10 % y en algunosV casos R E S obtener conversiones más elevadas, dependiendo de las características de la E R S O alimentación. Durante este proceso se puede disminuir la producción de fuel oíl H C de la cantidad de azufrecontenido en la E R (hasta en un 20 %) dependiendo E D alimentación. destilados y residuos viscorreducidos. Típicamente el proceso alcanza una 2.2.4.2. Dilución Oñate y Rodríguez (2012), definen este método como uno de los más antiguos y preferidos para reducir la viscosidad en crudos pesados. La dilución consiste en mezclar un crudo pesado con uno de mayor °API o algún derivado del crudo; generando una disminución de la viscosidad y la densidad del crudo original. La proporción del solvente tiene que ser suficiente para evitar altas caídas de presión o la necesidad de altas temperaturas, y por ende, facilitar las operaciones de deshidratación y desalado. Sin embargo, esta técnica puede requerir inversiones sustanciales en el bombeo y tuberías, debido al aumento del volumen de transporte y la necesidad de separar en algún momento el solvente. Esta técnica tiene algunos retos:  La relación crudo-solvente se ve afectada, cuando el crudo presenta cambios en su composición. 46  Es importante determinar de antemano la proporción de solvente.  Verificar los parámetros de medición de crudo, viscosidad de mezcla y compatibilidad entre los fluidos. 2.2.5. Desarrollo de la tecnología de transporte por dilución con solvente. S O D V pesado con hidrocarburos medianos, livianos o con cortes de A petróleo como R E S a través de tuberías E kerosene, en una proporción tal que permita R su movimiento S es decir, diluirlo hasta conseguir una O en condiciones económicamente aceptables, H C E R mezcla operacionalmente DE manejable desde el punto de vista de su fluidez. Para Según Oñate y Rodríguez (2012),esta tecnología consiste en mezclar crudo que esto suceda habrá que determinar la calidad y cantidad de diluente necesario para conseguir la mezcla buscada. La dilución es una opción que facilita el transporte de crudo pesado a temperatura ambiente. La mezcla presenta un comportamiento de fluido Newtoniano, debido a la reducción de la viscosidad del crudo con hidrocarburos menos viscosos, por ejemplo, crudos más livianos, Benceno, Kerosene o condensados. 2.2.5.1. Principales razones para el uso de solventes en crudos pesados Para Hernández (2006), una de las principales razones para usar solventes, es obtener una mezcla con una viscosidad que permita su bombeo a través de líneas de superficie, equipos de tratamiento y tuberías. Para el uso de un solvente, se puede señalar lo siguiente:  Una disminución en la viscosidad de un crudo permite incrementar el grado de efectividad del proceso de transporte. 47  La reducción de viscosidad también facilita el paso del fluido a través de: válvulas, equipos de medición y otros. 2.2.5.2. Desventajas del uso de solventes Así mismo Hernández (2006), señala que las desventajas del uso de solvente son las siguientes:   S O D A V Generalmente tanto los diluyentes como su transporte y almacenamiento R SE E son costosos. R S O H C E R Es necesario DEcontar con fuentes seguras de abastecimiento del solvente y en las cantidades requeridas.  Es fundamental contar con un sistema de inyección de solvente que posea bombas, líneas, equipos de medición, control y otros. Esto resulta en un gasto inicial y de mantenimiento considerable. 2.2.5.3. Elección del solvente Para determinar cual solvente es la mejor opción, Hernández (2006), expresa que se tienen que tomar en cuenta los siguientes parámetros:  Diámetro del oleoducto  Numero de estaciones de bombeo  Calidad de la mezcla y del solvente  Disponibilidad y costo del solvente  Calidad y espesor del material de la tubería  Análisis económico, donde se incluyan todas las opciones que sean factibles. 48 2.2.6. Reductores de viscosidad En esta investigación se utilizaran 3 diferentes productos químicos con la finalidad de reducir la viscosidad del crudo pesado proveniente del Campo Boscan para facilitar y hacer más eficiente su transporte. Los productos a utilizar son: 2.2.6.1. Kerosene S O D VA ER S E R densidad intermedia entre gasolina yO el S diesel, se usa como combustible en los Hgas o bien, se añade al diesel de automoción C E motores a reacción y de turbina de R E D en las refinerías. Se usa también como disolvente y para calefacción doméstica, Rose y Rose (1954).El kerosene o querosén es un líquido transparente (o con ligera coloración amarillenta o azulada) obtenido por destilación del petróleo. De como dieléctrico en procesos de mecanizado por descargas eléctricas y antiguamente, para iluminación. Es insoluble en agua. Gracias a su balanceada composición química y gran poder calorífico aseguran una combustión más limpia, evitándose así, la formación de depósitos y por ende prolongando la vida útil de los sistemas de inducción de combustible. 2.2.6.2. Benceno Rose y Rose (1954).Es un hidrocarburo aromático de fórmula molecular C 6H6, es un líquido incoloro y muy inflamable de aroma dulce (que debe manejarse con sumo cuidado debido a su carácter cancerígeno), con un punto de ebullición relativamente alto. Una tonelada de carbón transformada en coque en un horno produce unos 7,6 litros de benceno. En la actualidad se obtienen del petróleo grandes cantidades de benceno, ya sea extrayéndolo directamente de ciertos tipos de petróleo en crudo o por tratamiento químico del mismo. La sustitución aromática puede seguir tres caminos; electrofílico, nucleofílico y de radicales libres. Las reacciones de sustitución aromáticas más corrientes son las originadas 49 por reactivos electrofílicos. Su capacidad para actuar como un dador de electrones se debe a la polarización del núcleo Bencénico. Las reacciones típicas del benceno son las de sustitución. Los agentes de sustitución más frecuentemente utilizados son el cloro, bromo, ácido nítrico y ácido sulfúrico concentrado y caliente. 2.2.6.3. Xileno S O D Rose y Rose (1954). El xileno, xilol o dimetilbenceno, C H (CHV ) A es un derivado R E dimetilado del Benceno. Según la posición relativa deS los grupos metilo en el anillo E R S bencénico, se diferencia entre orto-, HOmeta-, o para- xileno (o con sus nombres C E sistemáticos 1,2-; 1,3-; ERy 1,4-dimetilbenceno). Se trata de líquidos incoloros e D inflamables con un característico olor parecido al tolueno. Los xilenos se 6 4 3 2 encuentran en los gases de coque, en los gases obtenidos en la destilación seca de la madera y en algunos petróleos. Tienen muy buen comportamiento a la hora de su combustión en un motor de gasolina y por esto se intenta aumentar su contenido en procesos de reformado catalítico. Los xilenos son buenos disolventes y se usan como tales. Además forman parte de muchas formulaciones de combustibles de gasolina donde destacan por su elevado índice octano. 2.2.7. Fluido Para Mc-cabe et al. (1998), un fluido es una sustancia que no resiste en forma permanente la distorsión. Si se intenta cambiar la forma de una masa del fluido, se produce un deslizamiento de unas capas de fluido sobre otras hasta que se alcanza una nueva forma. Perry, Green y Maloney (1998). Definen al fluido como una sustancia que sufre una deformación continua cuando esta sujeta a un esfuerzo cortante. 50 2.2.7.1. Fluido No Newtoniano Gómez (2008). Los fluidos newtonianos son aquellos que no cumplen la ley de newton y, por tanto, su relación esfuerzo de corte vs velocidad de cizalla no es lineal. Dentro de los fluidos no newtonianos se distingue entre los dependientes e independientes del tiempo. Los fluidos no newtonianos independientes del tiempo S O D A únicamente de l magnitud del esfuerza de corte o del gradiente de deformación. V R SE E R S O 2.2.7.2. Fluido Newtoniano H C E R E D Concari, Kofman y Cámara (2001) explican que un fluido newtoniano existe una son aquellos en los que a una temperatura constante, su viscosidad depende relación lineal entre la magnitud del esfuerzo de corte aplicado y la velocidad de deformación resultante. En estos fluidos la constante de proporcionalidad h es el coeficiente de viscosidad absoluta o viscosidad absoluta del fluido. 2.2.8. Evaluación del Mejoramiento sobre las propiedades del Crudo Pesado Evaluar un crudo significa encontrar la funcionalidad que rige el comportamiento termodinámico y cinético de los distintos parámetros que determinan el espectro de alternativas de utilización de cada crudo y de las posibles mezclas a refinar. 2.2.8.1. Análisis S.A.R.A. Según Wang(2000). El análisis SARA es una prueba composicional, que se desarrolla en base a la polaridad y solubilidad del crudo y normalmente sobre fracciones pesadas, mediante la cual es posible conocer el porcentaje en peso de 51 la cantidad de los compuestos saturados, aromáticos, resinas y asfáltenos presentes en la muestra. (Ver ANEXO 2)  Índice de inestabilidad Coloidal Torres, (2003) expresa que el índice de inestabilidad coloidal (IIC) considera un petróleo crudo como un sistema coloide hecho de pseudocomponentes saturados, aromáticos, resinas y asfáltenos. Se calcula como la proporción de la suma de las S O D A estables aromáticas y resinas. Los aceites con un IIC debajo 0.7 son R considerados V E Un IIC de 0.7-0.9 Sinestables. E mientras con un IIC arriba 0.9 son considerados muy R S moderada. Cuando dependiendo O muestra indicios de un aceite con inestabilidad H C E R del valor numérico del DEIIC así mismo será el problema relacionado: IIC< 0.7 indica fracciones de los saturados y asfáltenos sobre la suma de las fracciones que el crudo es improbable para mostrar problemas de producción relacionados con asfáltenos. En este caso se procede analizar el efecto del corte de agua, el pH del agua de la emulsión, presencia de sólidos inorgánicos, el efecto de la aromaticidad y el efecto del aumento de las concentraciones de resinas y ceras manteniendo la cantidad de asfáltenos constante. IIC>0.9 indica que el crudo es muy probable para mostrar problemas durante la producción relacionados con asfáltenos. Cuando se encuentra entre 0.7 >IIC< 0.9 indica un estado transicional, no se puede determinar si el problema está relacionado con asfáltenos. Para este caso la situación es más compleja pues se hace necesario estudiar los diferentes parámetros individuales y la combinación de algunos para determinar el comportamiento de la emulsión. (Ec. 2.4.) 52 S O D VA Figura2.8.Clasificación de los crudos según su índice de inestabilidad coloidal (Torres, 2003). 2.2.7.2. Análisis de gravedad API O H C E ER D R SE E R S Burgos (2010). La manera de identificar y conocer los hidrocarburos es mediante la evaluación de las propiedades, las cuales van a dar las características del fluido. Propiedades tales como: la densidad, la gravedad específica y la gravedad API, las cuales denotan la fluidez de los crudos. El principio del hidrómetro es el de Arquímedes, el cual establece "todo cuerpo sumergido total o parcialmente en un líquido, recibe un empuje de abajo hacia arriba, igual al peso del líquido que desaloja". Esto significa que cualquier cuerpo se hundirá más en un líquido de menor densidad y desalojara más líquido. (Ver ANEXO 1) 2.2.7.3. Contenido de Agua y Sedimento Burgos (2010). Es común que el petróleo crudo contenga arcilla que interfiere obturando equipos. Los métodos para su determinación pueden diferir entren la campo y la refinería por razones prácticas y económicas. No obstante en caso de transacciones comerciales debe especificarse exactamente cuál será el método acordado para su control. (Ver ANEXO 3) En las refinerías se utiliza la A.S.T.M. D-4007 para la determinación de agua y la A.S.T.M. D-4807 para la determinación de sedimentos por filtración. 53 En el campo suele utilizarse la ASTM D-96 (Agua y sedimentos) por uno de los tres métodos de centrifugación según el tipo de crudo: a. Crudos parafinosos : con calentamiento b. Crudos asfálticos : Solventes aromáticos ( tolueno) c. Otras muestras : emulsificadores 2.2.7.4. Determinación del porcentaje de emulsión S O D VA ER S E durante varios minutos; esta prueba ayuda aR evaluar la resistencia al cremado. S O H C Aunque esta prueba emplea una elevada fuerza gravitacional artificial sobre E ER la fuerza de la emulsión que la ayuda a mantenerse Ddeterminar emulsiones, puede QuimiNet.com, explica que se someten las emulsiones a una fuerza de 5 a 10 g estable a una separación de fases. 2.2.9. Correlaciones García y Ramos (2007). El objetivo de la correlaciones es estudiar el grado de asociación existente entre las variables, es decir, proporcionar unos coeficientes que midan el grado de dependencia mutua entre las variables. 2.2.9.1. Ecuación de Andrade Basándose en la relación lineal observada entre la viscosidad y el reciproco de temperatura, Andrade propuso la siguiente ecuación: (Ec. 2.4.) Ò (Ec. 2.5.) 54 Donde: = viscosidad, en cp T = temperatura en grados absolutos, K (ºC + 273,15) a ,b y c, son coeficientes. 2.2.9.2. Ecuación ASTM o de Walther S O D A Esta carta se basa en la ecuación doblemente exponencial de Walther; V R SE E R S Log [ log ( µ + 0.70) ] = a + b logT HO (Ec. 2.6.) C E Donde: DER La carta ASTM D 341-43 es aplicable para productos líquidos de petróleo crudo. µ = viscosidad cinemática a la temperatura T, en centistokes T = temperatura absoluta, K (ºC + 273,15) a y b, son coeficientes 2.2.9.3. Ecuación de Arrhenius modificada La ecuación de Arrhenius define la relación entre la temperatura y la constante de velocidad. Log(n)=αA.XA.Log(nA)+αB.XB.Log(nB) (Ec. 2.7.) Donde: n=viscosidad α= coeficiente X= fracción de volumen 2.2.9.4. Ecuación de Bingham modificada García, E (2006). Se utiliza como un modelo matemático común de flujo de lodo en ingeniería de perforación, y en el manejo de lodos. En los fluidos Bingham es 55 necesaria la aplicación de una cierta fuerza, denominada umbral de fluencia, para que este empiece a fluir, comportándose desde ese momento como un fluido newtoniano. La ecuación que modeliza este comportamiento es, (Ec. 2.8.) 2.2.9.5. Ecuación de Kendal y Monroe modificada D R SE E R S O H C E ER S O D VA (Ec. 2.9.) 56 2.3. Glosario de Términos Básicos  Agua y Sedimentos (%Ayos): Es el conjunto de la fase acuosa y de materias solidas en suspensión presente en un producto de petróleo, que se separan por decantación o más rápidamente por centrifugación bajo condiciones normales. (Martínez, 1997).  S O D Apor lo menos V Aromáticos: Pertenece o se caracteriza por la presencia de R SE E un anillo bencénico. Designación genérica para el benceno, el tolueno y los R S O xilenos. (Martínez, 1997). H C E R Asfáltenos: DESon los hidrocarburos aromáticos de mayor peso específico, API: American Petrolean Instituto / Instituto Americano de Petróleo. (Martínez, 1997).   en los cuales generalmente se encuentran moléculas muy estables con metales como vanadio y níquel. (Martínez, 1997).  ASTM: Sociedad Norteamericana de Pruebas y Materiales, cuyas normas son de aceptación general en procesos industriales. (American Standard and Testing Materials). (Martínez, 1997).  Benceno: Hidrocarburo aromático líquido, incoloro e inflamable que hierve a 80,1ºC; se emplea en la fabricación del estireno y el fenol. También denominado benzol. (Martínez, 1997).  Boscan: Campo gigantesco de petróleo de petróleo de peso específico muy alto, situado 50 Km al suroeste de Maracaibo. Es el tercer campo de Venezuela, por la magnitud de sus recursos. (Martínez, 1997).  Coloide: Sustancia formada por diminutas partículas suspendidas de manera estable entre moléculas de otra materia. (Febrer, 1979).  Crudo: Petróleo sin refinar. Se habla comúnmente del petróleo crudo y de los crudos venezolanos. (Martínez, 1997). 57  Crudo nafténico: Petróleo con alto peso especifico, de color oscuro y alto contenido de azufre. En general rinden asfalto de buena calidad y poca gasolina de alto octanaje. (Martínez, 1997).  Crudo parafínico: son los que contienen predominantemente parafinas, de menor peso específico, olor dulce y color claro. Por lo general rinden buena cantidad de gasolina primaria de bajo octanaje. (Martínez, 1997).  S O D VA Demulsificante: Sustancias que ayudan a la separación del petróleo, cuando se produce en forma de emulsión estable de agua en petróleo. R E S E Densidad: Es la propiedad de una sustancia que mide la cantidad de masa R S O Internacional gr/cm .(Febrer, 1979). por unidad de volumen;C enH el Sistema E ER que se utiliza para aumentar la fluidez de los crudos de Diluente:D Producto (Martínez, 1997).  3  alto peso específico, más de 0,9 gr/cm3, o del petróleo no convencional.(Febrer, 1979).  Disolución: Fase homogénea única, liquida, solida o gaseosa, que es una mezcla en la que sus componentes (líquidos, gaseosos o sólidos, o combinaciones de ellos) están uniformemente distribuidos por toda la mezcla.(Febrer, 1979).  Emulsión: Dispersión estable de un líquido en un segundo liquido inmiscible.(Febrer, 1979).  Fluidos: En general, sustancia cuyas moléculas pueden moverse respecto a las otras. (Febrer, 1979).  FPO: Faja Petrolífera de Venezuela. (Martínez,1997).  Gravedad API: Se refiere a la escala empírica de medición en ºAPI. (Martínez, 1997).  Hidrocarburos: Son los compuestos químicos orgánicos formados exclusivamente por carbono e hidrogeno; almacenan mucha energía y son combustibles. (Martínez, 1997). 58  Hidrocarburos aromáticos: Se llaman de esta manera los hidrocarburos no saturados de los que por lo general emanan un olor fuerte pero agradable, de conformación molecular cíclica, es decir, de cadena cerrada o en anillos. (Martínez, 1997).  IIC: Índice de Inestabilidad Coloidal.  Kerosene: Fracción de la destilación del petróleo. (Martínez, 1997).  Mezcla: Es una combinación de dos o mas sustancias en la cual no ocurre S O D A V químicas. Las sustancias participantes conservan su identidad y R SE E propiedades.(Febrer, 1979). R Sla materia objeto del análisis.(Febrer, O H Muestra:Parte representativa de C E R 1979). DE transformación de tipo químico, de modo que no ocurren reacciones   OPEP: Organización de Países Exportadores de Petróleo. (Martínez, 1997).  Pesado: En la jerga de la industria petrolera, petróleo pesado es aquel de baja gravedad API, o sea, es un crudo de peso específico alto. (Martínez, 1997).  Solución: Mezcla homogénea que se obtiene de disolver dos o más sustancias en otra, que se encontrará en mayor cantidad respecto de las dos que se agregarán y que se denomina disolvente. (Febrer, 1979).  Temperatura: Es una propiedad de la materia que está relacionada con la sensación de calor o frío que se siente en contacto con ella. (Febrer, 1979).  Viscosidad: Es la resistencia de las partículas de un fluido a la fuerza que tiende a moverlas unas respecto a otras, causadas por su fricción interna. (Martínez, 1997).  Viscosímetro: Es un instrumento empleado para medir la viscosidad y algunos otros parámetros de flujo de un fluido. (Martínez, 1997). 59 2.4. Sistema de variables Objetivo General: Determinar el efecto de la aplicación de solventes sobre la viscosidad de crudos pesados provenientes de campo Boscan. Objetivos Variables Subvariables Determinar las propiedades fisicoquímicas del crudo pesado proveniente del campo Boscan y de los solventes a utilizar. Viscosidad del crudo pesado Propiedades fisicoquímicas del crudo pesado y de los solventes D     Viscosidad % de emulsión Análisis S.A.R.A. Gravedad especifica  Análisis de agua y sedimentos S O D VA R SE E R S O H C E ER Indicadores Realizar análisis de viscosidad en las mezclas de solvente- crudo pesado a diferentes temperaturas. Análisis de la viscosidad en las mezclas  Viscosidad  Cantidad de solvente agregado Evaluar el efecto de la aplicación de solventes sobre la viscosidad del crudo pesado. Comparación de los resultados obtenidos  Correlaciones a desarrollar  Graficas comparativas 60 CAPITULO III MARCO METODOLÓGICO En este capitulo se explica detalladamente los procedimientos y técnicas empleadas para la ejecución de la investigación, así como también se describirá la S O D VA metodología a seguir para alcanzar cada uno de los objetivos del estudio, todo 3.1. O H C E ER Tipo de investigación R SE E R S esto utilizando un lenguaje científico. D Esta investigación por sus características se ubica dentro de los parámetros de una investigación del tipo descriptiva, según lo expresado por Hernández, Fernández y Baptista (1998), los estudios descriptivos sirven para analizar cómo es y cómo se manifiesta un fenómeno y sus componentes, estos buscan especificar las propiedades importantes de personas, grupos, comunidades o cualquier otro fenómeno que se ha sometido a análisis, aquí se relaciona una serie de cuestiones y se miden cada una de ellas independientemente, para así describir lo que se investiga. Según Tamayo y Tamayo (2003), las investigaciones descriptivas comprenden descripción, registro, análisis e importancia de la naturaleza actual, composición o proceso de los fenómenos. El enfoque se hace sobre las conclusiones dominantes o sobre una persona, grupo o cosa, como se produce o funciona el presente. Este tipo de investigación trabaja sobre las realidades de los hechos y su característica fundamental es la de presentar una investigación correcta. Dankhe (1986), expresa que los estudios correlaciónales pretenden medir el grado de relación y la manera cómo interactúan dos o más variables entre sí. Estas 61 relaciones se ubican dentro de un mismo contexto, y a partir de los mismos sujetos en la mayoría de los casos. En caso de existir una correlación entre variables, se tiene que, cuando una de ellas varia, la otra experimenta alguna forma de cambio a partir de una regularidad que permite anticipar la manera como se comportara una por medio de los cambios que sufra la otra. Por otra parte, siguiendo los criterios de Hernández, Fernández y Baptista (2003), S O D A grado de relación existente entre dos o más conceptos variables. V R SE E R S la opinión de estos autores, esta Por lo consiguiente y tomando en O cuenta H Caplicado, se apunta al principio como descriptiva, E investigación según el R método DE una investigación correlacional es aquel tipo de estudio que persigue medir el por que se va a recolectar una serie de datos operacionales y culminara como un estudio correlacional, ya que se quiere medir la relación existente entre dos variables para observar y analizar el comportamiento de estas, con el propósito de determinar el efecto de la aplicación de solventes sobre la viscosidad de crudo pesado. 3.2. Diseño de la investigación Arias (1999), describe el diseño de investigación como una estrategia que adopta el investigador para responder al problema planteado. Según la inferencia de los investigadores en el problema que se analizará se encuentra enmarcado en un diseño de campo y de laboratorio. Según Tamayo y Tamayo (2003) entre las más completas de las investigaciones realizadas con el fin de lograr la reducción de la viscosidad, se encuentra el marco o lugar donde se desarrolla, aclarando que las investigaciones de laboratorio son las que se llevan a cabo en un ambiente artificial. 62 En el caso de la investigación los datos se tomaran directamente de la fuente de origen del estudio y análisis de la información obtenida en las distintas pruebas realizadas en el laboratorio del Inpeluz, permitiendo así evaluar los distintos solventes utilizados para lograr la reducción de la viscosidad en crudo pesado proveniente de campo Boscan. 3.3. Técnicas de recolección de datos S O D A “Dependen Las técnicas de recolección de datos segúnTamayo y Tamayo V (2003), R E para la misma, y Splanteado en gran parte del tipo de investigación y del problema E R S O pueden efectuarse desde una simple ficha bibliográfica, observación, entrevista, H Cmediante ejecución de investigaciones para este E R cuestionario o encuesta, y aun E D fin”. Arias (1999) señala que “las técnicas de recolección de datos son las distintas formas o maneras de obtener información. Entre estas: la observación directa, la encuesta en sus dos modalidades (entrevista o cuestionario), el análisis documental, análisis de contenido, entre otros”. Méndez (1999) define “las técnicas de recolección de datos como los hechos o documentos a los que acude el investigador y que le permite tener información”. 3.3.1. Observación directa En la presente investigación se manejara la técnica de la observación directa que para Arias (1999), consiste “en visualizar o captar mediante la vista, en forma sistemática, cualquier hecho, fenómeno o situación que se produzca en la naturaleza o en la sociedad, en función de unos objetivos de investigación preestablecidos”. (p.67). 63 Gómez (2012), indica que la observación es la más común de las técnicas de investigación; la observación sugiere y motiva los problemas y conduce a la necesidad de la sistematización de los datos; así mismo define la observación directa como el profesional investigador que observa y recoge datos, producto de su observación. Rivas (1997), define la observación directa como aquella en que el investigador S O D A datos fenómeno, entrando en contacto con ellos. Sus resultados seV consideran R E estadísticos originales, por esto se llama también aS esta investigación primaria. E R S O También aquella información que se obtiene directamente de la realidad, H C E R recolectada con instrumentos E propios para el estudio y comprensión del área de D trabajo. observa directamente los casos o individuos en los cuales se producen el Teniendo en cuenta las definiciones de los autores ya mencionados, se corrobora que en este trabajo de investigación la técnica de recolección de datos utilizada es la observación directa ya que en el desarrollo del mismo fue necesario realizar varias pruebas de laboratorio para obtener los datos, como las características del crudo y de los solventes, viscosidad, S.A.R.A., % Agua y sedimentos, °API, entre otros, a diferentes temperaturas y utilizando los diferentes instrumentos y equipos de laboratorio, estos resultados fueron tomados antes y después de la adición de los solventes, para obtener los resultados finales. 3.3.2. Entrevistas no estructuradas Se utilizó la entrevista no estructurada que Sabino (1996), establece que es aquella en que existe un margen más o menos grande para formular las preguntas y repuestas no se guían por lo tanto, por un cuestionario. Estas fueron realizadas al personal especializado y encargado del área del 64 laboratorio de crudo del Inpeluz, quienes manejan e instruyen al personal en materia de tratamiento y caracterización de crudo. 3.3. Revisión Bibliográfica Cabe acotar que para la confección de este trabajo de investigación también se cubrió la revisión de diversos recursos bibliográficos, textos, guías, revistas S O D VA científicas especializadas, manuales y publicaciones en internet referentes al tema tratado. R SE E R S HO C E R de información escrita sobre un tema acotado relacionadas con laEbúsqueda D previamente y sobre el cual, se reúne y discute críticamente, toda la información Según Rojas (2012), la revisión bibliográfica comprende todas las actividades recuperada y utilizada. Su intención va más allá del simple hojear revistas para estar al día en los avances alcanzados en una especialidad, o de la búsqueda de información que responda a una duda muy concreta, surgida en la práctica asistencial. 3.4. Instrumentos de Recolección de Datos Sabino (1992), los define como cualquier recurso de que se vale el investigador para acercarse a los fenómenos y extraer de ellos información. Es mediante una adecuada construcción de los instrumentos de recolección que la investigación alcanza entonces la necesaria correspondencia entre teoría y hechos. Hurtado (2000) indica que “la selección de instrumentos de recolección de datos implica determinar por cuales medios o procedimientos el investigador obtendrá la información necesaria para alcanzar los objetivos de la investigación”. 65 Tomando en cuenta la opinión de los autores antes mencionados se presentan las tablas que fueron utilizadas como instrumentos de recolección de datos. Tabla 3.1. Caracterización de los productos a utilizar Muestra °API Gravedad % de agua y Especifica sedimentos S O D VA Crudo pesado Kerosene O H C E ER Xileno R SE E R S Benceno D % emulsión Tabla 3.2. Viscosidad de los solventes utilizados a diferentes temperaturas. Viscosidad de los solventes Temperatura Temperatura ºC K Kerosene (cP) Xileno (cP) Benceno (cP) 25 40 70 Tabla 3.3. Comportamiento de la viscosidad del crudo a diferentes porcentajes de dilución y a diferentes temperaturas. % de dilución Temperatura (ºC) 25 40 70 Viscosidad(cP) 66 La Tabla 3.1.y 3.2. Representan y muestran los parámetros a evaluar para la caracterización del crudo pesado y de los distintos solventes a utilizar, en las columnas 2, 3, 4 y 5 se mostraran los datos obtenidos en estos casos experimentales. Esta tabla definirá que el crudo con el que se trabajo en definitiva fue un crudo pesado. En la tabla 3.2. se presentan las viscosidades de los solventes al estos ser sometidos a distintos cambios de temperatura. S O D Asolventes y al del crudo cuando se utilizaron diferentes porcentajes en volumen de V R SE aumentar la temperatura. E R S O H C E R 3.5. Fases de la investigación DE La Tabla 3.3. Muestra el cambio en el comportamiento que presenta la viscosidad A continuación se presentan de manera organizada las diversas fases establecidas y el procedimiento seguido en cada una de ellas para así desarrollar los objetivos específicos de la presente investigación. Fase I: Determinación de las propiedades fisicoquímicas del crudo pesado proveniente del campo Boscan y de los solventes a utilizar. Para poder llevar a cabo esta primera fase se procedió a conocer, por seguridad, las principales características de los productos a utilizar, esto para evitar cualquier percance. Seguidamente, se ubicaron en el laboratorio los materiales y equipos necesarios para la realización de las pruebas. Al crudo pesado y a los solventes (Benceno, Kerosene y Xileno) se le realizaron las pruebas de análisis siguiendo los parámetros ASTM. Se obtuvieron los datos necesarios de gravedad API, porcentaje de emulsión, porcentaje de agua y sedimentos y el contenido de saturados, asfáltenos, resinas y aromáticos contenidos en el crudo pesado así como los valores de la viscosidad. 67 Fase II: Realización de análisis de viscosidad en las mezclas de solvente- crudo pesado a diferentes temperaturas. Una vez identificadas las propiedades fisicoquímicas del crudo pesado y de los solventes puros que se utilizaron, siguiendo el procedimiento de la metodología ASTM 1298-12b, ASTM D-4007, ASTM D2007-25, se procedió a realizar las mezclas solvente- crudo pesado con diferentes porcentajes de dilución, es decir, S O D Ael fluido de viscosidad se procedió a calibrar el viscosímetro BrookfieldV con R SE calibración dado por los proveedores para R minimizar errores y a preparar las E S muestras para a continuación introducirlas HO a un baño termostático y llevarlas a la C E temperatura deseada. Luego, para realizar la lectura, se sumergió el vástago del ER D viscosímetro en la primera de las muestras, hasta la marca que figura sobre el eje cambiando el volumen crudo-solvente, para llevar a cabo la medición de la del viscosímetro, seguidamente se puso el motor en marcha y se ajusto la velocidad deseada. Se dejó que el splinter girara hasta que se estabilizo. Se tomo nota del valor mostrado en la pantalla del equipo y se repitió el procedimiento por duplicado en cada una de las muestras hasta que dos valores consecutivos no difirieran. Fase III: Evaluación del efecto de la aplicación de solventes en la viscosidad del crudo pesado. En esta última fase ya obtenidos los datos arrojados por los experimentos que se llevaron a cabo en el laboratorio, se evaluó el efecto que tuvo cada uno de los solventes al mezclarlos con el crudo pesado y las nuevas características de esté. Esta evaluación fue presentada en tablas y gráficos, basándose en parámetros y correlaciones como las ecuaciones de Andrade, Walther, Arrhenius, Kendal y Monroe y Bingham, donde se toma en cuenta los porcentajes de solventes necesarios para reducir la viscosidad y costos del mismo. 68 CAPITULO IV ANALISIS DE RESULTADOS En el presente capítulo se presentan los resultados obtenidos en la investigación de acuerdo a lo planteado en los objetivos específicos establecidos en el capitulo S O D VA I, lo que permitió el termino satisfactorio de la misma y logrando el objetivo general R que consiste en la evaluación del efecto de la aplicación de solventes sobre la SE E R S viscosidad de crudos pesados provenientes de campo Boscan. 4.1. HO C E proveniente E campo Boscan y de los solventes a utilizar. D delR Determinación de las propiedades fisicoquímicas del crudo pesado En este punto de la investigación se necesitaron los conocimientos adquiridos en los distintos laboratorios cursados para llevar a cabo las mediciones de °API, gravedad especifica, % de agua y sedimentos y % de emulsión tanto del crudo pesado como de los solventes utilizados. A continuación se presenta la tabla 4.1 la cual muestra los datos experimentales necesarios para la caracterización. Tabla 4.1. Caracterización de los productos utilizados MUESTRA °API GRAVEDAD %AyS %EMULSION ESPECIFICA Crudo PUNTO DE INFLAMACION 13 0,98 30 3,6 n/d Kerosene 40,32 0,8-0,85 0 0 38°C Benceno 30,03 0,876 0 0 20°C 0,84- 0,90 0 0 27-32°C pesado Xileno La tabla 4.1. muestra los datos de ºAPI, gravedad especifica, porcentaje de agua y sedimentos, porcentaje de emulsión y punto de inflamación, del crudo y los 69 solventes utilizados que fueron recabados en los análisis ya mencionados. Con respecto al crudo se tiene que su ºAPI es de 13 lo cual indica que entra en el rango de los crudos pesados, este contiene 30% v/v de agua y sedimentos totales y un grado de emulsión de 3,6%. Con respecto a los solventes utilizados los datos de gravedad específica y punto de inflamación están tabulados, cabe destacar que estos solventes son de S O D A que se las viscosidades que presentaron los solventes a las temperaturas V R SE realizaron los diferentes análisis. E R S O H C de los solventes utilizados E R Tabla 4.2. Viscosidades DE Viscosidad de los solventes naturaleza orgánica y los mismos son refinados del petróleo. La tabla 4.2. describe Temperatura Temperatura Kerosene (cP) Xileno (cP) Benceno (cP) ºC K 25 289.15 289.9 170 220 40 313.15 239.9 170 170 70 343.15 210 160 140 Continuando con la caracterización del crudo, se realizo el análisis S.A.R.A. basado en la norma ASTM D- 2007-98 y así poder determinar el contenido de asfáltenos, saturados, resinas y aromáticos. Las muestras de crudo pesado utilizados en esta investigación son procedentes de Campo Boscan y el análisis de las muestras se realizó en el laboratorio de crudo de Inpeluz- FLSTP. La siguiente tabla muestra los datos arrojados para cada uno de estos compuestos: 70 Tabla 4.3. Análisis S.A.R.A. para el Crudo Pesado D R SE E R S O H C E ER S O D VA En un crudo pesado si la concentración de asfáltenos es superior al 4% indica que estos se adhieren causando viscosidad por asociación. En la muestra de crudo pesado analizada los valores promedios encontrados en el análisis S.A.R.A. indican un porcentaje de asfáltenos de 5,1% lo que demuestra que aunque no es un valor tan alto hay que tener precaución de que este valor no varíe para que no afecte la concentración y a su vez la viscosidad. El porcentaje de resinas fue de 64,60%, para los compuestos saturados el valor promedio fue de 11,41% y finalmente en los compuestos aromáticos el porcentaje obtenido fue 18,89%, todos estos compuestos juegan un papel importante en este objetivo ya que son la parte soluble del crudo y previenen la asociación de los asfáltenos logrando así bajar el efecto de los asfáltenos en la viscosidad. Ya conocidos los porcentajes de compuestos del crudo, se calcula el Índice de inestabilidad coloidal que esta relacionado con el análisis S.A.R.A. basado en la norma ASTM D-2007-98 y se calcula con el cociente de la sumatoria del 71 porcentaje de los asfáltenos y saturados entre la sumatoria del porcentaje de los aromáticos y las resinas, esto arrojó un valor de 0,20 lo que indica que el crudo en si es un crudo estable y que es poco probable que muestre problemas en su producción con respecto a los asfáltenos, entonces es necesario analizar el contenido de agua en la muestra, el porcentaje de emulsión, la cantidad de sólidos y las concentraciones de resinas manteniendo la cantidad de asfáltenos constante. 100 % de concentracion 80 70 60 O D R SE E R S H C E ER 90 64,6 Asfaltenos Saturados 50 Aromaticos 40 18,89 30 20 S O D VA 5,1 Resinas 11,41 10 0 Crudo Pesado Figura 4.1. Comportamiento de los componentes del crudo pesado 4.2. Análisis de viscosidad en las mezclas de solvente - crudo pesado a diferentes temperaturas.  Caracterización de las mezclas crudo - solvente Se prepararon las mezclas crudo – solvente con varios porcentajes de dilución para realizar su caracterización por medio del análisis S.A.R.A. y así determinar el comportamiento del crudo al agregarle diferentes solventes como el benceno, xileno y kerosene. 72 Tabla 4.4. Análisis S.A.R.A. para la mezcla crudo – solvente al 5% D H C E ER O SE E R S R S O D VA 73 100 Composicion de la mezcla 90 80 Asfaltenos 70 60 Saturados 44,49 50 Aromaticos S O D VA 31,73 40 30 6,51 O H C E ER 10 0 D R SE E R S 17,28 20 Resinas Crudo + Kerosene 5% Figura 4.2. Comportamiento S.A.R.A. de la mezcla crudo – kerosene al 5% 100 Composicion de la mezcla 90 80 70 Asfaltenos 60 Saturados 50 34,83 40 Aromaticos Resinas 20,88 30 20 35,83 8,47 10 0 Crudo + Xileno 5% Figura 4.3. Comportamiento S.A.R.A. de la mezcla crudo – xileno al 5% 74 100 90 Composicion de la mezcla 80 70 ASfaltenos 60 50 20 10 28,53 21,76 C E R DE 6,54 SER E R S HO 40 30 S O D VA Saturados 43,18 Aromaticos Resinas 0 Crudo + Benceno 5% Figura 4.4. Comportamiento S.A.R.A. de la mezcla crudo – benceno al 5% Al realizar la comparación de los resultados del análisis S.A.R.A. entre el crudo pesado y la mezcla de crudo con kerosene al 5% de dilución se observan que los cambios con respecto a los compuestos saturados, asfáltenos, resinas y aromáticos y el índice de inestabilidad coloidal no varían con respecto a los valores que se obtuvieron al analizar el crudo pesado. Destacando en este procedimiento el porcentaje de reducción del 20,11% del contenido de resinas y el incremento proporcional de los aromáticos, saturados y ligeramente asfáltenos. El cambio mas notable se observa en la mezcla crudo – xileno que reporto, al igual que la mezcla anterior, una reducción del contenido de resinas del 28,11%, así mismo presenta incrementos proporcionales para aromáticos, saturados y significativamente el porcentaje de asfáltenos y mayor índice de inestabilidad coloidal. 75 Tabla 4.5. Análisis S.A.R.A. para las mezclas crudo – solvente al 20% D R SE E R S O H C E ER S O D VA Composicion de la mezcla 100 80 Asfaltenos 60 Saturados 36,9093 35,5227 40 20 22,3487 Aromaticos Resinas 5,2194 0 Crudo + Kerosene 20% Figura 4.5. Comportamiento S.A.R.A. de la mezcla crudo – kerosene 20% 76 100 Composicion de la mezcla 90 80 70 Asfaltenos 60 Saturados 50 32,6288 40 23,4794 30 20 H C E ER 10 D 0 R SE E R S O 6,8511 S O D VA Aromaticos 37,0408 Resinas Crudo+ Xileno 20% Composicion de la mezcla Figura 4.6. Comportamiento S.A.R.A. de la mezcla crudo – xileno 20% 100 90 80 70 Asfaltenos 60 Saturados 50 37,3551 40 Aromaticos Resinas 20,8124 30 20 34,6797 7,1519 10 0 Crudo + Benceno 20% Figura 4.7. Comportamiento S.A.R.A. de la mezcla crudo – benceno 20% 77 Continuando con el análisis S.A.R.A. en las mezclas crudo – solvente al 20% y estableciendo comparaciones con los valores obtenidos en el análisis S.A.R.A. del crudo pesado, se aprecia que al utilizar kerosene como solvente, los asfáltenos se mantuvieron estables en 5,2194 y las resinas disminuyeron a 35,5227 lo que representa un porcentaje de reducción de 29,08%; aumento importante en los aromáticos y saturados. Con respecto a las mezclas con benceno y xileno los valores para los asfáltenos presentan un incremento notable, que es conveniente S O D A también es de 29,92% y 27,56%; el aumento en los saturados y aromáticos V R SE notable en estas mezclas de crudo pesado conR benceno xileno como solventes. E S HO C E Tabla 4.6. Análisis DERS.A.R.A. para las mezclas crudo – solvente al 30% su estabilización, el porcentaje de reducción en las resinas para ambos casos es 78 100 Composicion de la mezcla 90 80 70 Asfaltenos 60 Saturados 45,2866 S O D VA Aromaticos 50 40 28,6462 20 O H C E ER 4,9904 10 D 0 R SE E R S 21,0762 30 Resinas Crudo + Kerosene 30% Figura 4.8. Comportamiento S.A.R.A. de la mezcla crudo – kerosene 30% 100 Composicion de la mezcla 90 80 70 Asfaltenos 60 Saturados 43,0342 50 40 23,5143 30 20 27,1258 Aromaticos Resinas 6,2758 10 0 Crudo + Xileno 30% Figura 4.9. Comportamiento S.A.R.A. de la mezcla crudo – xileno 30% 79 100 90 Composicion de la mezcla 80 70 Asfaltenos 60 Saturados S O D VA Aromaticos 50 30,6755 40 30 10 0 O H C E ER 20 D 7,7271 32,3621 R SE E R S 29,2354 Resinas Crudo + Benceno 30% Figura 4.10. Comportamiento S.A.R.A. de la mezcla crudo – benceno 30% En la caracterización de las mezclas crudo - solvente al 30% se observa la reducción de los asfáltenos al utilizar kerosene como solvente, aunque es mínima es importante porque garantiza que estos no se asocien y causen problemas de viscosidad en el crudo o taponamiento en las tuberías, las resinas se redujeron en un 19,31%; por el contrario con el uso de xileno y benceno se nota el aumento de los asfáltenos, sigue la disminución de las resinas y el aumento significativo de los compuestos saturados y aromáticos lo que se debe a la afinidad con los solventes. Con respecto al índice de inestabilidad coloidal se observa que aunque se mantiene la estabilidad del crudo hay una diferencia considerable al utilizar el kerosene y el benceno como solventes, lo que indica que el kerosene le ofrece mayor estabilidad a la mezcla crudo - solvente. 80  Viscosidad de las mezclas crudo – solvente Luego de realizada la caracterización de las mezclas de crudo pesado con los diferentes solventes seleccionados, se procede a medir la viscosidad en cada una de las mezclas a diferentes temperaturas para determinar con cual solvente se obtuvo el mayor grado de reducción en la viscosidad de las mezclas analizadas. S O D VA Primeramente se analiza la viscosidad del crudo pesado a diferentes R SE E R S temperaturas con ayuda del viscosímetro Brookfield para tener una base acerca del comportamiento de este, tales resultados se muestran en la tabla 4.7. O H C E ER D Tabla 4.7. Viscosidad del crudo pesado a diferentes temperaturas CRUDO PESADO Temperatura (°C) Viscosidad (cP) % Reducción 25 63946 0,00 40 12477 80,48 70 2639 95,58 La tabla 4.7. Muestra la reducción que presenta el crudo al someterlo a diferentes temperaturas corroborando el principio “a mayor temperatura, menor viscosidad”. En efecto, el incremento de temperatura causa una reducción térmica del 80,48% para una temperatura de 40°C, mientras que para 70°C el porcentaje de reducción fue de 95,58%. 81 Crudo Pesado 70000 Viscosidad 60000 50000 40000 30000 Crudo Pesado 20000 S O D VA 10000 0 290 300 310 320 330 SER 340 350 E R S Figura 4.11. Comportamiento de viscosidad del crudo pesado a diferentes HlaO C E temperaturas DER Temperatura Se presenta la figura 4.11. Para demostrar lo especificado en la tabla 4.7.que es la reducción de la viscosidad del crudo al este ser sometido a diferentes temperaturas. En las siguientes tablas y figuras se muestran los datos obtenidos con respecto a la medición de la viscosidad en las mezclas crudo pesado – solvente, al someterlas a diferentes temperaturas y a distintos porcentajes de dilución. Tabla 4.8. Viscosidad de la mezcla crudo pesado – kerosene a distintos porcentajes de dilución y a diferentes temperaturas CRUDO PESADO + Kerosene Temperatura (°C) Temperatura (K) Viscosidad (cP) 5% Viscosidad Viscosidad (cP) 20% (cP) 30% 25 298,15 5529 569,9 190 40 313,15 1400 259,9 100 70 343,15 379,9 80 20 82 6000 5000 Viscosidad 4000 Crudo + Kerosene 5% 3000 Crudo + Kerosene 20% S O D VA 2000 Crudo + Kerosene30% 290 300 O H C E ER 0 D 310 320 330 R SE E R S 1000 340 350 Temperatura Figura 4.12. Comportamiento de la viscosidad de la mezcla del crudo pesado kerosene a diferentes temperaturas Tabla 4.9. Viscosidad de la mezcla crudo pesado – xileno a distintos porcentajes de dilución y a diferentes temperaturas. CRUDO PESADO + Xileno Temperatura (°C) Temperatura (K) Viscosidad Viscosidad Viscosidad (cP) 5% (cP) 20% (cP) 30% 25 298,15 5299 379,9 110 40 313,15 1440 210 40 70 343,15 469,9 60 20 83 6000 5000 Viscosidad 4000 Crudo + Xileno 5% 3000 Crudo + Xileno 20% 2000 S O D VA Crudo + Xileno 30% 1000 0 O H C E ER 290 300 D 310 320 Temperatura R SE E R S 330 340 350 Figura 4.13. Comportamiento de la viscosidad de la mezcla del crudo pesado xileno a diferentes temperaturas Tabla 4.10. Viscosidad de la mezcla crudo pesado – benceno a distintos porcentajes de dilución y a diferentes temperaturas. CRUDO PESADO + Benceno Temperatura Temperatura Viscosidad Viscosidad Viscosidad (°C) (K) (cP) 5% (cP) 20% (cP) 30% 25 298,15 8178 429,9 160 40 313,15 4129 319,9 60 70 343,15 679,9 80 30 84 9000 8000 7000 Viscosidad 6000 5000 Crudo + Benceno 5% 4000 Crudo + Benceno 20% S O D VA 3000 Crudo + Benceno 30% 2000 O ECH 0 290 R SE E R S 1000 300 310 DER 320 330 340 350 Temperatura Figura 4.14. Comportamiento de la viscosidad del crudo pesado - benceno a diferentes temperaturas Tabla 4.11. Porcentaje de reducción de la viscosidad de la mezcla crudo pesadokerosene a diferentes temperaturas y diferentes porcentajes de dilución. Crudo pesado + kerosene 25ºC % de Dilución 40ºC % de Viscosidad Reducción (cP) 70ºC % de Viscosidad Reducción (cP) % de Viscosidad Reducción (cP) 5 5529 91,35 1400 97,81 379,9 99,41 20 569,9 99,11 259,9 99,59 80 99,87 30 190 99,70 100 99,84 20 99,97 85 Tabla 4.12. Porcentaje de reducción de la viscosidad de la mezcla crudo pesadoxileno a diferentes temperaturas y diferentes porcentajes de dilución Crudo pesado + xileno 25ºC % de Dilución 40ºC % de Viscosidad Reducción (cP) 70ºC % de Viscosidad Reducción % de Viscosidad (cP) S O D 99,27 VA (cP) R60 99,91 20 99,97 SE E R 110 99,83 40 S 99,94 O H C E R DE 5 5299 91,7 1440 97,75 20 379,9 99,41 210 99,67 30 Reducción 469,9 Tabla 4.13. Porcentaje de reducción de la viscosidad de la mezcla crudo pesadokerosene a diferentes temperaturas y diferentes porcentajes de dilución Crudo pesado + benceno 25ºC % de Dilución 40ºC % de Viscosidad Reducción (cP) 70ºC % de Viscosidad Reducción (cP) % de Viscosidad Reducción (cP) 5 8178 87,21 4129 93,54 679,9 98,94 20 429,9 99,33 319,9 99,50 80 99,87 30 160 99,75 60 99,91 30 99,95 Haciendo el análisis y la comparación entre las tablas y las figuras correspondientes se puede observar que la viscosidad disminuye en gran proporción al aumentar la temperatura. Se puede notar que al disolver el crudo pesado con 5% de kerosene la viscosidad se reduce de manera importante en un 86 91,35%; con un 5% de xileno se logra la reducción en un 91,71% y finalmente para 5% de benceno la reducción es de un 87,23% estas mediciones se tomaron a 25ºC. Los valores más destacables en cuanto a reducción son los obtenidos al realizar la mezcla de crudo – xileno y crudo – kerosene al 30% y a 70ºC con una viscosidad de 20 cP. Mientras que para una mezcla de crudo – benceno al 5% se S O D valores de reducción de viscosidad son altos comparándolos con laA viscosidad que V R E S presenta el crudo, ratificando que el efecto de la temperatura y la dilución con E R S O lograr la reducción de la viscosidad de solventes son factores importantes Hpara C E dicha muestra. DER logró reducir la viscosidad a 8178 cP a 25ºC. Es importante mencionar que estos 87 4.3. Evaluación del efecto de la aplicación de solventes en la viscosidad del crudo pesado.  Ec. de Andrade: ; Tabla 4.14. Tabla comparativa de los valores de viscosidad experimental y teórica de la mezcla crudo – kerosene S O D VA ER S E R Viscosidad Viscosidad teórica Ec. Viscosidad teórica Ec. S O H Cde Andrade (cP) Cuadrática de Andrade (cP) experimental (cP) R Lineal E DE Viscosidad experimental vs Viscosidad teórica 5% 5529 4696,4907 5529 1400 1811,1357 1399,4428 379,9 345,8133 379,8537 20% 569,9 555,7826 570,1214 259,9 272,4586 259,9156 80 78,9392 80,0095 30% 190 204,6628 190,1898 100 88,8901 100,0754 20 20,8677 20,0132 En la tabla 4.14. Se puede observar notablemente que al realizar los cálculos con la ecuación lineal de Andrade los valores con respecto a los experimentales son altos con un margen de error del 15,06%, en cambio al realizar los cálculos con la ecuación cuadrática los valores teóricos son muy similares a los experimentales cambiando solo en decimales. 88 Tabla 4.15. Tabla comparativa de los valores de viscosidad experimental y teórica de la mezcla crudo – xileno Viscosidad experimental vs viscosidad teórica 5% Viscosidad Viscosidad teórica Ec. Viscosidad teórica Ec. experimental (cP) Lineal de Andrade (cP) cuadrática de Andrade (cP) 5299 4458,4443 5306,4958 1440 1889,9802 469,9 E R S 392,8645 HO C E R 425,3654 20% 379,9 210 60 S O D A V 470,3780 R SE DE 1441,2899 379,68 199,1526 209,8311 61,1588 59,9533 30% 110 93,6622 110,2001 40 51,5156 40,0556 20 18,2297 20,0274 En relación a los valores de la mezcla crudo – xileno, se aprecia que los valores experimentales comparados a los teóricos en la ecuación lineal son diferentes con altibajos mostrando un margen de error en algunas de hasta un 15,8%. Los cambios más notables se aprecian en la dilución al 30%. Con respecto a los cálculos con la ecuación cuadrática de Andrade, se observa una mínima diferencia entre los valores experimentales y teóricos. 89 Tabla 4.16. Tabla comparativa de los valores de viscosidad experimental y teórica de la mezcla crudo – benceno Viscosidad experimental vs viscosidad teórica 5% Viscosidad Viscosidad teórica Ec. Viscosidad teórica Ec. experimental (cP) Lineal de Andrade (cP) cuadrática de Andrade (cP) 8178 8971,7015 8174,9185 4129 3564,5698 679,9 E R S HO 490,4938 C E R 716,8193 20% 429,9 319,9 80 S O D A V 679,5082 R SE DE 4126,4852 430,6034 260,0044 320,3380 86,2923 80,0962 30% 160 137,3696 160,3062 60 76,3141 60,0863 30 27,4782 30,0463 En la mezcla crudo pesado – benceno los valores experimentales y teóricos al realizar los cálculos utilizando la ecuación lineal de Andrade tienen un margen de error de hasta un 9,7% para el caso de la dilución al 5%. Con la ecuación cuadrática los valores en la mayoría de los casos son similares, cambiando solo en decimales y con un margen de error del 0%. 90  Ecuación de ASTM o de Walter: log[log(µ+0.70)]=A+BlogT Tabla 4.17. Valores de viscosidad de la mezcla crudo pesado – benceno CRUDO PESADO + Benceno T (°C) T (°F) T (K) Viscosidad (cP) 5% Viscosidad (cSt) 5% Viscosidad (cP) 20% Viscosidad (cSt) 20% 25 77 298,15 8178 8252,854 429,9 430,709 40 104 313,15 4129 4211,052 319,9 320,456 70 158 343,15 679,9 1367,064 80 191,586 Viscosidad (cSt) 30% S O D VA R ESE R S HO C E R DE Viscosidad (cP) 30% 160 163,859 60 60,92 30 15,2 Tabla 4.18. Tabla comparativa de los valores de viscosidad experimental y teórica de la mezcla crudo – benceno Viscosidad experimental vs viscosidad teórica 5% Viscosidad medida (cP) Viscosidad teórica (cP) 8252,854 8239,4221 4211,052 4204,2808 1367,064 1367,4807 20% 430,709 434,7974 320,456 323,2985 191,586 193,2109 30% 163,859 163,8588 60,92 60,9515 15,2 15,2208 91 Tabla 4.19. Valores de viscosidad de la mezcla crudo pesado - xileno CRUDO PESADO + Xileno T (°C) T (K) T (ºF) Viscosidad (cP) 5% Viscosidad (cSt) 5% Viscosidad (cP) 20% Viscosidad (cSt) 20% Viscosidad (cP) 30% Viscosidad (cSt) 30% 25 298,15 77 5299 5503,545 379,9 382,827 110 112,952 40 313,15 104 1440 1477,046 210 211,296 70 343,15 158 469,9 211,84 O H C E ER D S O D 10,09 VA R SE E R S 60 81,032 40 40,646 20 Tabla 4.20. Tabla comparativa de los valores de viscosidad experimental y teórica de la mezcla crudo – benceno Viscosidad experimental vs Viscosidad teórica 5% Viscosidad experimental (cP) Viscosidad teórica (cP) 5503,545 5519,58 1477,046 1481,4152 211,84 212,521 20% 382,827 382,7934 211,296 211,2115 81,032 81,0717 30% 112,952 112,1729 40,646 40,4585 10,09 10,0647 92 Tabla 4.21. Valores de viscosidad de la mezcla crudo pesado - xileno CRUDO PESADO + Kerosene T (°C) T (K) T (F) Viscosidad (cP) 5% Viscosidad (cSt) 5% Viscosidad (cP) 20% Viscosidad (cSt) 20% Viscosidad (cP) 30% Viscosidad (cSt) 30% 25 298,15 77 5529 5769,265 569,9 577,738 190 191,783 40 313,15 104 1400 1439,584 259,9 262,578 70 343,15 158 379,9 190,272 80 77,194 R SE E R S O S 36,818 O D VA 100 100,72 20 Tabla 4.22. Tabla comparativa de los valores de viscosidad experimental y teórica de la mezcla crudo – kerosene H C E ER D Viscosidad experimental vs Viscosidad teórica 5% Viscosidad experimental (cP) Viscosidad teórica (cP) 5769,265 5761,0794 1439,584 1439,0867 190,272 190,4107 20% 577,738 577,5940 262,578 262,4057 77,194 77,2208 30% 191,783 192,029 100,72 100,8134 36,818 36,8794 Al llevar a cabo los cálculos con la de ecuación ASTM o de Walther se aprecia que los valores experimentales y teóricos no presentan muchos cambios solo en algunos casos, pero en general el margen de error alcanzado es de 0,025%. 93  ECUACION DE ARRHENIUS MODIFICADA: Log(n)=αA.XA.Log(nA)+αB.XB.Log(nB) Tabla 4.23. Tabla comparativa de valores de viscosidad experimental vs teórica con ecuación de Arrhenius modificada T (ºC) Kerosene µ 25 5529 µ Teórica (cP) 5529,2309 40 1400 1399,5302 70 379,9 Experimental (cP) T (ºC) HOS C E R E D 379,8539 Kerosene µ Dilución 5% Xileno µ µ Experimental Teórica (cP) (cP) 5299 5300,7933 1440 469,9 25 569,9 40 259,9 287,3060 210 70 80 64,9271 60 Experimental (cP) T (ºC) Kerosene µ 25 190 40 100 99,9815 40 70 20 19,9970 20 (cP) µ 8178 1440,6197 4129 4129,7936 469,9062 679,9 679,8420 Experimental ER S E R (cP) Benceno 429,9 µ Teórica (cP) 772,1955 167,7848 319,9 326,0708 70,7034 80 107,1913 Dilución 30% Xileno µ µ Experimental Teórica (cP) (cP) 110 110,0230 µ Teórica (cP) 190,0119 Experimental S O D VA µ Teórica (cP) 8182,2313 Dilución 20% Xileno µ µ Experimental Teórica (cP) (cP) 379,9 518,3541 µ Teórica (cP) 731,7023 Benceno µ Experimental (cP) Benceno µ 160 µ Teórica (cP) 160,0654 40,0149 60 60,0115 20,0014 30 31,2844 Experimental (cP) Para la ecuación de Arrhenius modificada los valores de viscosidad teórica no difieren tanto de los valores experimentales al realizar las mezclas crudo- solvente al 5% y al 30%, el cambio más notable se observa al realizar los cálculos con las mezclas crudo – solvente al 20% que los valores teóricos se alejan de los experimentales, estos presentan un margen de error de hasta un 79, 62%. 94  ECUACION DE BINGHAM MODIFICADA: 4.24. Tabla comparativa de valores de viscosidad experimental vs teórica con ecuación de Bingham modificada T (ºC) Kerosene µ 25 (cP) 5529 µ Teórica (cP) 5528,9389 40 1400 1399,9957 70 379,9 379,8996 Experimental T (ºC) µ 25 569,9 µ Teórica (cP) 309,5737 40 259,9 70 80 (cP) 469,9 µ 679,8981 Benceno 379,9 159,0909 210 32,2031 60 Experimental (cP) 429,9 µ Teórica (cP) 263,2318 65,4548 319,9 99,0403 32,4136 80 48,5712 Dilución 30% Xileno µ µ Experimental Teórica (cP) (cP) 110 109,0 25 (cP) 190 µ Teórica (cP) 189,9996 40 100 100,0 40 70 20 20,0 20 Experimental 679,9 Xileno µ Teórica (cP) 180,8308 Kerosene µ (cP) 8178 µ Teórica (cP) 8177,6599 Experimental S O D A 4128,8658 V 4129 R SE E 469,9009 R S O H Dilución 20% C E R DE Benceno µ 1440,0271 1440 Kerosene Experimental T (ºC) Dilución 5% Xileno µ µ Experimental Teórica (cP) (cP) 5298,9990 5299 µ Experimental (cP) Benceno µ (cP) 160 µ Teórica (cP) 159,9992 40,0001 60 60,0 20,0 30 30,0 Experimental Utilizando la ecuación de Bingham se observa que al realizar los cálculos para la mezcla crudo – solvente al 20% de dilución los valores teóricos se desvían de los valores experimentales hasta en un 98,72%, lo que no ocurre al realizar los cálculos con esta ecuación para las mezclas crudo pesado – solvente al 5% y al 30% donde los márgenes de error son mínimos hasta de un 0,021%. 95  ECUACION DE KENDAL Y MONROE MODIFICADA 4.25. Tabla comparativa de valores de viscosidad experimental vs teórica con ecuación de Kendal y Monroe modificada T (ºC) Kerosene µ Experimental 25 40 70 T (ºC) µ Teórica (cP) 5529,7716 Benceno S O D VA µ Experimental R E S E 1400 1400,2875 1440 4129 R S O 469,8562 679,9 379,9 379,8393 CH 469,9 E DER Dilución 20% (cP) 5529 (cP) 8178 1440,3362 Kerosene µ 25 (cP) 569,9 µ Teórica (cP) 1165,2756 40 259,9 70 80 Experimental T (ºC) Dilución 5% Xileno µ µ Experimental Teórica (cP) (cP) 5298,8540 5299 (cP) 379,9 µ Teórica (cP) 955,1949 382,7080 210 92,6715 60 Kerosene µ Xileno µ Experimental 25 (cP) 190 40 100 100,0330 40 70 20 19,9930 20 Experimental 4129,5187 679,9560 Benceno (cP) 429,9 µ Teórica (cP) 1448,6828 283,5478 319,9 673,7580 106,3749 80 155,9519 Dilución 30% Xileno µ µ Experimental Teórica (cP) (cP) 110 109,9953 µ Teórica (cP) 190,0543 µ Teórica (cP) 8176,3575 µ Experimental Benceno µ (cP) 160 µ Teórica (cP) 159,9150 40,0206 60 60,0260 19,9952 30 30,0450 Experimental Con la ecuación de Kendal y Monroe ocurre lo mismo que con las ecuaciones anteriores. Esto es, al realizar los cálculos para las mezclas crudo pesado – solvente con porcentajes de dilución de 5 y de 30% los valores teóricos no difieren tanto de los experimentales solo en decimales y su porcentaje de error es del 0,03% el más alto. Pero, cuando se realizan los cálculos para la mezcla crudo – 96 solvente al 20% de dilución se aprecian los cambios más notablemente. Estos presentan incluso un margen de error de hasta un 151,43%.  Discusión de los resultados Los parámetros utilizados para el desarrollo y ejecución de este trabajo de investigación, tuvo como finalidad la evaluación del efecto combinado de la S O D Aal inicio del provenientes de campo Boscan, los objetivos que se plantearon V R SE de la siguiente E trabajo especial de grado fueron alcanzados, estableciéndose R S O manera: H C E R DE aplicación de solventes y temperatura sobre la viscosidad de crudos pesados Para el primer objetivo se realizo la caracterización del crudo pesado y de los solventes, con la finalidad de determinar y conocer las propiedades fisicoquímicas de los mismos con el fin de reconocer los parámetros con los que se iban a trabajar. Con respecto al segundo objetivo, por intermedio del análisis S.A.R.A realizado se logró caracterizar las mezclas crudo pesado – solvente, deduciendo como seria su comportamiento a lo largo de todo el proceso, encontrándose con un crudo estable pero con problemas de depósitos de asfáltenos por la asociación con las resinas y por efecto de la naturaleza orgánica de los solventes utilizados. Finalizando con el tercer objetivo, el desarrollo de las correlaciones mostraron lo que se dedujo en el segundo objetivo que es que a mayor temperatura mayor y dilución, la relación viscosidad – temperatura – solvente siempre va a incidir de manera importante en la reducción de viscosidad para un crudo pesado. 97 CONCLUSIONES Del análisis de los resultados, se derivan las siguientes conclusiones: 1. La caracterización de la muestra de crudo proveniente de campo Boscan clasifica al mismo como crudo pesado con ºAPI de 13 y con 30% (v/v) de agua y sedimentos, mientras el análisis SARA exhibió 5,1% de asfáltenos, S O D VA 11,41% de saturados, 18,89% de aromáticos y 64,60% de resinas, con un R SE E R S índice de inestabilidad coloidal de 0,20. HO C E volumétricas E deR 5%, 20% y 30% a la muestra de crudo pesado afecta D considerablemente la reducción del contenido de resinas e incremento del 2. La adición de los solventes kerosene, benceno y xileno en proporciones contenido de aromáticos, y ligera reducción del contenido de asfáltenos sin perturbación de la estabilidad de los asfáltenos. 3. El crudo pesado mostro una reducción de viscosidad por efecto térmico de 80,48% y 95,58% para las temperaturas operacionales de campo Boscan de 40ºC y 70ºC esto es, desde 63946 cP la viscosidad original hasta 2639 cP. 4. El efecto del solvente es la disminución de la viscosidad del crudo pesado a temperatura ambiente en comparación al efecto térmico del crudo resulta ser más efectivo a partir del 20% (v/v) con porcentajes de reducción de 99,11% para kerosene, 99,41% para xileno y 99,33% para benceno. 5. El efecto combinado de uso de solvente y calentamiento de la mezcla crudo pesado – solventes en comparación del efecto térmico del crudo resulto ser más efectiva a menor volumen de solvente, a 5% (v/v) y temperatura de 40ºC, los porcentajes de reducción de viscosidades encontrados 97,81% 98 para kerosene, 97,75% para xileno y 99,50% para benceno con 20% (v/v) y 40ºC. 6. El ajuste del efecto de temperatura y reducción para uso de solventes a partir de las ecuaciones de Andrade, ASTM – Walther, Arrhenius, Bingham, Kendal y Monroe, mostraron en general altas desviaciones atribuibles al rango de viscosidades del crudo pesado y recomendadas para crudos S O D VA livianos, sin embargo, se introdujeron ampliaciones para la representación O D H C E ER R SE E R S de la data experimental. 99 RECOMENDACIONES 1. Estudiar los procesos de separación de los solventes utilizados para la reducción de viscosidad en crudos pesados. 2. Analizar la reducción de viscosidad en crudos pesados por mezcla con crudos livianos del mismo campo petrolero. S O D Ainyección de 3. Estudiar la reducción de viscosidades en crudos pesados por V R SE gases a diferentes temperaturas. E R S O H ECde viscosidades entre el efecto térmico y la R 4. Comparar laE reducción D reducción en mezcla con aceite en general. 5. Incorporar el análisis de costos en la reducción de viscosidad por uso de temperaturas y dilución con solventes. 100 REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS Alayon, M. (2004). Asfáltenos – Ocurrencia y Floculación. Laboratorio FIRP, Universidad de los Andes. Mérida, Venezuela. Alboudwarej, H., Félix, J. y Taylor, S (2006). La Importancia del Petróleo PesadoDisponible:http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview /spanish06/aut06/heavy_oil.pdf [Consulta: 2014, marzo 16]. O H C E ER D R SE E R S Andrade, E.N.C. (1930). The viscosity of liquids, Nature. S O D VA Arias, F. (1999). El Proyecto de Investigación. Tercera Ed. Editorial Episteme. ORAL EDICIONES. Caracas. Briceño, M. (2007). “Evaluación de los reductores de viscosidad en crudos pesados de occidente” (Trabajo Especial de Grado para Optar al título de Ingeniero Químico) Universidad Rafael Urdaneta, Maracaibo. Venezuela. Burgos, J., (2010). “Determinación de la gravedad API y densidad por el método de Hidrómetro y del Picnómetro. Determinación de agua y sedimento de petróleo crudo. Disponible: http://www.monografias.com/trabajos37/gravedad-api-densidad/gravedad-apidensidad.shtml#ixzz3L40UIk6B. [Consulta: 2014, marzo 14] Canales, M., Hernández T, Meraz S, Peñalosa R. (1999). Fisicoquímica, volumen I: teoría. Universidad autónoma de México. México. Concari, S., Kofman H, Cámara C, (2001). Experiencias de laboratorio y simulaciones computacionales para la enseñanza de los fluidos. Universidad nacional del litoral. Santa fe, Argentina. 101 Curtis C. y Kopper, R. (2002). Yacimientos de petróleo pesado. Disponible: http:// www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/spanish02/win02/p32_5 5.pdf. [Consulta: 2014, marzo 16] Dankhe, G. (1986). Investigación y comunicación. Cuarta Ed. Editorial Mc Graw Hill. México. S O D VA Domínguez, G. (2014). “Tecnología para Reducir la Viscosidad de Crudos Pesados y Facilitar su Manejo”. Artículo publicado en PetroQuiMex La revista de la Industria Petrolera. Edición 68 marzo - abril 2014 (pág. 18-24). O H C E ER R SE E R S Febrer, M., (1979). Atlas de química. Ediciones Joven. D García E., (2006). Operaciones básicas: manual de aula (en papel).Servicio de publicaciones de la Universidad politécnica de valencia. España. García, J., Ramos, C. y Ruiz, G. (2008). Estadística Administrativa. Primera Ed. Servicio Servicios de publicaciones de la universidad de Cádiz. España Gómez M. (2008). Obtención de piezas de SIC por inmersión de preformas de SI en lechos. Servicio de publicaciones e Intercambio Científico de la Universidad de Santiago de Compostela. España Gómez, S. (2012). Metodología de la investigación. Editorial RED TERCER MILENIO. México. Hernández R., Fernández, C. y Baptista, P. (1998). Metodología de la Investigación. Editorial Mc Graw Hill. México. 102 Hernández, R., Fernández, C., Baptista, P. (2003). Metodología de la investigación. Cuarta Ed. Editorial Pearson Educación. México. Hernández, C. (2003). “Evaluación técnica – económica de un sistema de dilución de crudo pesado para su transporte entre las estaciones SDN – 1 y BUEF – 2, distrito sur San Tome”(Trabajo Especial de Grado para Optar al título de Ingeniero en petróleo) Universidad de Oriente, Monagas. Venezuela. S O D VA Himmelblau, D. (1997). Principios básicos y cálculos en Ingeniería Química. Sexta Ed. Editorial Pearson Educación. México. O H C E ER R SE E R S Hurtado, J. (2000). Metodología de la Investigación. Tercera Ed. Editorial Fundación Sypal. Venezuela. D Informe anual de la Organización de Países Exportadores de Petróleo, 2013. León, V. (2001). Nuevos Enfoques Sobre la Visión Molecular de un Crudo Pesado. Editorial Visión Tecnológica. Martínez, A. (1997). Diccionario del petróleo venezolano. Primera Ed. Editorial los libros del Nacional. Venezuela. Martínez, A. (2004). La faja del Orinoco. Editorial: Galac. Caracas. Mc Cabe W, Smith J, y Harriot P. (1998). Operaciones unitarias en Ingeniería Química. Cuarta Ed. Editorial Mc Graw Hill. México. Méndez, C. (1999) Metodología, diseño y desarrollo del proceso de investigación. Segunda Ed. Editorial Mc Graw-Hill interamericana. Colombia. 103 Mott, R. (2006) Mecánica de Fluidos. Sexta Ed. Editorial Pearson Educación. México. Norma ASTM D-1298-12B. Prueba estándar para densidad, densidad relativa o gravedad API de petróleo crudo y productos líquidos de petróleo por el método del hidrómetro. S O D VA Norma ASTM D-1796-68. Determinación del porcentaje emulsión en muestras de crudo. Método de centrifugación. R SE E R S HO C E Norma ASTM D-200798.Determinación del contenido de Saturados, Aromáticos, DER Resinas y Asfáltenos en muestras de Crudo. Norma ASTM D-4007- 81. Determinación del contenido de Agua y Sedimento. Método de Centrifugación. PDVSA. Biblioteca Digital. Aspectos Técnicos. Tipos de Crudo. Disponible: http://www.pdvsa.com/PESP/Pages_pesp/aspectostecnicos/produccion/tipos _crudos.html.[Consulta: 2014, marzo 16]. Perry, R., Green, D y Maloney, J. (1998) Manual del Ingeniero Químico. Sexta Ed. Editorial Mc Graw-Hill. Pineda, G. y Mesta, A. (2001). Petroleum Asphaltenes: Generated problematic and possible biodegradation mechanisms. Rev. Latinoam. Microbiol. 104 Quiminet. Pruebas para comprobar la estabilidad de las emulsiones.Disponible: http://www.quiminet.com/articulos/pruebas-para-comprobar-la-estabilidad-delas-emulsiones-20071.htm[Consulta: 2014, marzo 16]. Rivas, F (1997). El proceso de Enseñanza/Aprendizaje en la situación educativa. Editorial Ariel Planeta. Barcelona. S O D VA Rojas, R. (2012). Métodos para la Investigación. Editorial Plaza y Valdés. México. O H C E ER R SE E R S Rose, A., y Rose, E. (1954). Diccionario de química y de productos químicos. Primera Ed. Editorial ediciones omega. México. D Sabino, C. (1992). El Proceso de la Investigación. Editorial Panado. Caracas. Sabino, C. (1996). El Proceso de Investigación. Editorial Lumen. Buenos Aires. Suarez, L. (2007). “Biotratamiento del crudo extrapesado campo Carabobo mediante enzimas extracelulares de hongos mitosporicos filamentosos” (Trabajo Especial de Grado para Optar al título de Ingeniero Químico) Universidad Central de Venezuela, Caracas. Venezuela. Oñate, J. y Rodríguez, R., (2012). “Evaluación de las alternativas de transporte de crudo pesado por tuberías: caso aplicado al campo rubiales” (Trabajo Especial de Grado para Optar al título de Ingeniero de Petróleo) Universidad Industrial de Santander, Santander. Colombia. 105 Tamayo M, y Tamayo M. (1999). El proceso de la investigación científica. Cuarta Ed. Editorial Limusa. México. Tamayo, M. y Tamayo M. (2003). El proceso de la Investigación Científica (4ª Ed.). Editorial LIMUSA. México. Tineo, R. (1981). “Efecto de solventes y temperatura sobre la viscosidad de algunos crudos de petróleos mexicanos” (Trabajo Especial de Grado para optar por al título de maestría en ciencias especialidad Fisicoquímica) Universidad autónoma de Nuevo León, Monterrey. México. S O D VA ER S E R Torres, A. (2003). Predicción y determinación de emulsiones. S O H C E R Process technology and equipment. DE(2003). Visbreaking Process http://www.uop.com/objects/28%20%20Visbreaking.pdf. marzo 17]. Disponible: [Consulta: 2014, Wade, L. (1993). Química Orgánica. Segunda Ed. Editorial Prentice Hall Inc. México. Walther, C. (1933).Process World Petroleum Congress, (London). Wang, J. (2000). Asphalten: A General Introduction. New Mexico. TECH. Yaque, A., (2013). Operaciones auxiliares elementales en laboratorio y en procesos en la industria química y afines.Primera Ed. IC Editorial, Málaga. España. 106 D R SE E R S O H C E ER S O D VA ANEXOS 107 Anexo 1 Universidad del Zulia Fundación Laboratorio de Servicios Técnicos Petroleros Unidad Técnica de Laboratorio de Crudo y Química Prueba Estándar para Densidad, Densidad Relativa ó Gravedad API de Petróleo Crudo y Productos Líquidos de Petróleo por el Método del Hidrómetro ASTM D-1298-12b CRU-PR-0032010 Revisión No. Fecha: 03 D Páginas 107de 11 S O D VA R SE E R S O H C E ER 22/03/2013 PRUEBA ESTÁNDAR PARA DENSIDAD, DENSIDAD RELATIVA Ó GRAVEDAD API DE PETRÓLEO CRUDO Y PRODUCTOS LÍQUIDOS DE PETRÓLEO POR EL MÉTODO DEL HIDRÓMETRO ASTM D-1298-12b 22 / 03 / 13 Elaborado Por Supervisor de la Unidad Técnica Crudo Mirla Sierralta Fecha: Revisado Por Director Técnico Ricardo Fuenmayor Fecha: Aprobado por Director - Presidente Carlos Rincón Fecha: 108 CONTROL DE REVISIONES Y MODIFICACIONES EFECTUADOS AL DOCUMENTO Rev. No. FECHA Cambio No. Breve Descripción del Cambio Página Revisado por Aprobado por 00 04/ 10 /10 00 Emisión Original - Ricardo Fuenmayor Carlos Rincón 01 14/ 01 /11 01 Colocación del Sello 1 Ricardo Fuenmayor Carlos Rincón 02 21/ 07 /11 02 03 22/ 03 /13 03 R SE E R S Cambio de RIF (Sello) CHO Actualización de la Norma ERE D S O D VA 1 1,3,4 y7 Ricardo Fuenmayor Carlos Rincón Ricardo Fuenmayor Carlos Rincón 1. Objeto del Procedimiento Determinar la Densidad, Densidad Relativa ó Gravedad API, a petróleos crudos y productos líquidos de petróleo para procesos de fiscalización/certificación y control de acuerdo a la metodología ASTM D1298-12B. 2. Responsables Involucrados en este Procedimiento Supervisores de unidad técnica (SUT) Técnico Analista Auxiliar de laboratorio 3. Normativas La muestra debe ser significativa Debe contener suficiente cantidad para el análisis 109 Debe estar bien tapada y sellada Debe estar bien identificada: Nombre del Pozo, Fecha, hora de toma de muestra, o como mínimo la identificación del pozo Los Materiales Vidrios utilizados para el análisis deben estar verificados, si aplica, según cronograma. 4. Flujograma No Aplica No. 1 D Nombre de la actividad R SE E R S O H C E ER 5. Descripción de las actividades Responsable S O D VA Descripción Entrada de muestra al Laboratorio Registrar la muestra en el formulario de Registro de Control del Servicios (OP-FO-005-2010) Supervisor del Recepción y 1.1 Ubicación de la muestra laboratorio Técnico Analista Auxiliar de laboratorio Abrir una carpeta del servicio Ubicar en los mesones identificados, en orden secuencial en espera del análisis y se almacena la muestra testigo, en caso que la muestra llegue por duplicado. De lo contrario la muestra original es la misma muestra testigo (ver Manejo de Muestras CRU-IT-013-2010) 2 2.1 Análisis Análisis de la Muestra Supervisor del laboratorio El Supervisor entrega la muestra al Técnico Analista Técnico Analista El Técnico analista Identifica la muestra en la hoja 110 No. Nombre de la actividad Responsable Descripción de cálculo correspondiente al análisis gravedad API (Gravedad API ASTM D1298-12b a 60°F, CRU- FO-003-2010). Si la muestra contiene agua libre, desecha. S O D VA Homogeniza lentamente la muestra en el envase, R SE E R S sin agitarla violentamente. Ver nota # 1 Transfiere cuidadosamente parte de la muestra en DE HO C E R un cilindro limpio y seco, sin salpicar para evitar la formación de burbujas de aire y disminuir la evaporación de componentes volátiles. Coloca el cilindro en posición vertical, en un lugar donde no haya corrientes de aire. Remueve cualquier burbuja formada en el cilindro, tocando la superficie de la muestra con un papel absorbente limpio, antes de introducir el asegurándose de hidrómetro. Introduce el termómetro, mantener el bulbo del termómetro completamente inmerso en la muestra. La temperatura de la muestra no debe cambiar apreciablemente durante la realización del análisis. Toma la lectura de la temperatura de la muestra cuando esta se mantenga estable, registrar la temperatura de la misma al 0.25 ºC (0.5 ºF) mas cercano en CRU-FO-003-2010. Retira el termómetro. Introduce el hidrómetro lentamente en la muestra, 111 No. Nombre de la Responsable actividad Descripción evitando mojar el vástago por encima del nivel al cual estará inmerso. Cuando se estabilice el hidrómetro toma lectura de su escala al 0.1 ºAPI o al 0.0001 mas cercano S O D VA cuando sea hidrómetro densidad/densidad relativa. R La lectura correcta del hidrómetro es la escala a la SE E R S cual la superficie principal del líquido la corta, (ver O D H C E ER figura # 1), el líquidos transparentes se determina observando ligeramente por debajo del nivel del líquido y levantando lentamente la vista hasta la superficie del líquido, que primero se ve como una elipse distorsionada, parezca una línea recta que corta la escala del hidrómetro. Con muestras opacas la lectura del hidrómetro se toma por encima de la superficie del líquido en el punto de la escala donde la muestra se eleva (ver figura # 2). En el caso de líquidos opacos se requiere de corrección, debe restar 0.1 ºAPI en el caso de densidad/densidad relativa se suma 0.0005 a la lectura observada y anotar resultado en CRU-FO003-2010. Inmediatamente después de registrar la escala del hidrómetro lo retira e introduce nuevamente el termómetro y agita cuidadosamente la muestra con éste, manteniendo el bulbo del termómetro de mercurio completamente inmerso, leer nuevamente la temperatura y registrarla al 0.25 ºC (0.5 ºF) mas cercano en CRU-FO-003-2010. La diferencia entre la lectura de la temperatura 112 No. Nombre de la Responsable actividad Descripción antes y después de la lectura del hidrómetro no debe ser mayor de 0.5 ºC (1.0 ºF), en caso contrario repita el análisis hasta que la temperatura se mantenga estable dentro de 0.5 ºC. S O D VA Con los valores de gravedad API observados y la R temperatura buscar la gravedad API corregida por SE E R S temperatura, usando la tabla 5-A para crudo y la 5- O H C E ER D B para productos (Tabla de corrección de gravedad API a 60 ºF) Cuando se emplee hidrómetro con escala de densidad o de densidad relativa usa la tabla 53A/B o 23A/B respectivamente para corregir por temperatura a 60 ºF. Anotar y registrar los valores de gravedad API densidad o densidad relativa corregida por temperatura, los reportes de resultados Desecha la muestra usada y lava el material usado. (Ver Disposición Final de la muestra de Agua y Crudo (CRU-IT-003-2010) y Limpieza del Material de Vidrio (CRU-PR-005-2010). 3 3.1 3.2 Resultados Revisión Reporte Sup. de Laboratorio Técnico Analista Revisa los cálculos de los análisis realizado y entrega al Auxiliar de laboratorio para realizar el reporte final Realiza el reporte final colocando el valor de gravedad API, densidad o densidad relativa 113 Nombre de la No. Responsable actividad Descripción corregido a 60 ºF. Los valores obtenidos para gravedad API deben llevar un dígito mientras que los valores de densidad y densidad relativa deben llevar 4 cuatro dígitos. 3.3 4. 4.1 Resultados o Reporte Final Sup. de Laboratorio al cliente. O D Disposición final Auxiliar de de la muestra laboratorio R SE E R S actividad 3.1, si esta correcto enviar los resultados H C E ER Disposición final S O D VA Revisar reporte final si no esta correcto volver a la La muestra una ves analizada , será llevada a la crudoteca (ver Manejo de Muestras CRU-IT-0132010) 6. Documentos de Referencia  Norma COVENIN 1143 (R). Determinación de la Gravedad Específica, Gravedad Relativa y Gravedad API a crudo y productos del Petróleo.  Norma ASTM D1298-12b. Método de Prueba Estándar para Densidad, Densidad Relativa, ó Gravedad API de Petróleo Crudo y Productos de Petróleo Líquido por el Método del Hidrómetro.  Norma COVENIN termómetros.  Norma COVENIN 1900:1995. Especificaciones para hidrómetro. 1898 (1era Revisión). Especificaciones para 114 7. Relación de los Registros No. Código Nombre Parte y Distribución Tiempo de Archivo 1 OP-FO-005- Registro de Control 2010 del Servicios Original: Supervisor del Laboratorio S O D VA R SE E R S Copia: No Aplica O H C E ER 2 D CRU-FO- Gravedad API ASTM 003-2010 D1298-12b a 60°F Original: Supervisor del Laboratorio Copia: No Aplica 3 CRU-FO- Informe de 027-2010 Resultados Original : Cliente Copia: Supervisor del Laboratorio Activo: Durante Prestación del Servicio Inactivo: 3 Años Activo: Durante Prestación del Servicio Inactivo: 3 Años Activo: Durante Prestación del Servicio Inactivo: 3 Años 8. Higiene y Seguridad Usar:  Bata de laboratorio  Guantes de Neopreno  Mascara.  Lentes de seguridad. 115 9. Equipos y/ o Materiales  Hidrómetro (de vidrio, graduados en grados API). Ver anexo Figura 1.En la Tabla 1 se indica el hidrómetro a usar dependiendo del tipo de muestra.  Termómetro (conforme a los requisitos del termómetro 12F prescrito en la Norma ASTM D1298-12b, debe poseer subdivisiones de 0.5 ºF y con una escala de error de ± 0.25 ºF).  S O D A previsto con un pico en el borde, para facilitar el vertimiento del líquido). El V R E S 25 mm. Mayor que el cilindro debe tener un diámetro interno,R porE lo menos S O diámetro externo del hidrómetro, y una altura que permita al hidrómetro H C E flotar, ver anexo Figura 1. DER Cilindro de Ensayo (de metal, de vidrio transparente, o plástico, debe estar Nota  La muestra debe ser representativa, la cantidad mínima para realizar el análisis gravedad API, densidad y densidad relativa debe ser 1.0 litro.  La muestra debe tener una temperatura interna equivalente a la temperatura del ambiente donde va a ser analizada. 116 ANEXOS: ANEXO1 D R SE E R S O H C E ER S O D VA Figura 1.Lectura en la escala del hidrómetro para líquidos transparentes ANEXO 2 Figura 2.Lectura de las escalas del hidrómetro en líquidos opaco 117 ANEXO 2 Universidad del Zulia Fundación Laboratorio de Servicios Técnicos Petroleros Unidad Técnica Laboratorio de Crudo y Química Determinación del contenido de Saturados, Aromáticos, Resinas y Asfáltenos en muestras de Crudo (ASTM D- 2007-98) CRU-PR-0082010 Revisión No.: 02 Fecha: D Página 117 de 8 R SE E R S O H C E ER S O D VA 21/07/2011 DETERMINACIÓN DEL CONTENIDO DE SATURADOS, AROMÁTICOS, RESINAS Y ASFÁLTENOS EN MUESTRAS DE CRUDO (ASTM D- 2007-98) Elaborado Por Supervisor de la Unidad Técnica Crudo Mirla Sierralta Fecha Revisado Por Director Técnico Ricardo Fuenmayor Fecha Aprobado por Director - Presidente Carlos Rincón Fecha 118 CONTROL DE REVISIONES Y MODIFICACIONES EFECTUADOS AL DOCUMENTO Rev. No. FECHA Cambio No. Breve Descripción del Cambio Página Revisado por Aprobado por 00 04/ 10 /10 00 Emisión Original -- Ricardo Fuenmayor Carlos Rincón 01 14/ 01 /11 01 Colocación del Sello 1 Ricardo Fuenmayor Carlos Rincón 02 21/ 07 /11 02 Cambio de RIF (Sello) 1 Ricardo Fuenmayor O H C E ER 1. Objeto del Procedimiento D SE E R S R S O D VA Carlos Rincón Establecer el procedimiento a seguir en el proceso de de saturados, aromáticos, resinas y asfáltenos en muestras de crudo según la norma ASTM D 2007-25. Abarca desde que se recibe la muestra hasta que se elabora el reporte final de los resultados obtenidos en el proceso. 2. Responsables Involucrados en este Procedimiento Supervisores de unidad técnica (SUT) Técnico Analista Auxiliar de laboratorio 3. Normativas La muestra debe ser significativa Debe contener suficiente cantidad para el análisis Debe estar bien tapada y sellada Debe estar bien identificada: Nombre del Pozo, Fecha, hora de toma de muestra, o como mínimo la identificación del pozo 4. Flujograma 119 No Aplica 5. Descripción de las actividades No. Nombre de la Responsable actividad Descripción S O D VA Entrada de muestra al Laboratorio R SE E R S 1. El personal del laboratorio debe llenar los CHO Recepción y 1.1 E R E D Ubicación de la muestra Supervisor del laboratorio Técnico Analista Auxiliar de laboratorio formularios Registro de Control del Servicios (OP-FO-005-2010) y Cadena de Custodia (OPFO-009-2013) asentando la información correspondiente. Abrir una carpeta del servicio 2. Ubicar la muestra en el área donde se realizara el análisis en orden secuencial en espera de dicho análisis. 3. Almacenar la muestra testigo en caso que la muestra llegue por duplicado; de lo contrario la muestra original es la misma muestra testigo (ver Manejo de Muestras CRU-IT-013-2010) Análisis 1. Identificar la muestra en la hoja de cálculo correspondiente al Análisis de determinación del contenido de saturados, aromáticos, resinas y 2.1 asfáltenos (CRU-FO-021-2010). 2. Verificar que los materiales y equipos a utilizar estén en condiciones óptimas para la realización Análisis de la del análisis. Muestra Técnico Analista 3. Pesar entre 0.2 y 0.3 gramos de muestra, 120 No. Nombre de la Responsable actividad Descripción cuando el crudo es pesado y aproximadamente un (1) gramo cuando es mediano o liviano, en un cilindro de 10 ml de capacidad con su respectiva tapa.. 4. Agregar n-heptano o n-hexano a la muestra S O D VA contenida en el recipiente y agitar vigorosamente R SE E R S hasta obtener una mezcla bien homogénea. DE HO C E R 5. Pesar un filtro limpio y seco del polímero Mixed Cellulose con un diámetro de 25mm y un tamaño de poro de 0.45µm. 6. Colocar el filtro en un filtro-prensa que corresponda al diámetro del filtro y conectarlo a una inyectadora. 7. Agregar en la inyectadora, la mezcla de nheptano o n-hexano con la muestra, para hacerla pasar por el sistema filtro-prensa, obtenido, es recobrado para el filtrado los análisis posteriores en el mismo cilindro de 10ml. 8. Sacar cuidadosamente el filtro del filtro-prensa, exponerlo al medio ambiente hasta observar que el mismo este completamente seco y pesarlo. 9. Calcular el porcentaje de asfáltenos de la muestra mediante la siguiente fórmula: % Asfaltenos  (P1 - P2) P3 Donde: P1: Peso del filtro con asfáltenos. 121 No. Nombre de la Responsable actividad Descripción P2: Peso del filtro vacío. P3: Peso total de la muestra 10. Preparar una columna cromatografía la misma es preparada insertando en una columna S O D VA de vidrio para cromatografía, un trozo de algodón, sílica gel en mayor cantidad y otro trozo R SE E R S de algodón; esta columna debe estar bien O D H C E ER compactada. 11. Identificar y pesar dos (2) matraz enlermeyer bien limpios y secos; en donde se recolectara el contenido de saturados, aromáticos. 12. Colocar la columna cromatografía en un sistema de soporte con el recipiente donde se recolectaran los saturados en su parte inferior. 13. Verter el filtrado obtenido en el paso 7, junto con 9 ml de n-heptano o n-hexano, según el que se haya usado en el paso 4. Es necesario tomar el tiempo desde que se agrega este conjunto hasta que sale la primera gota de líquido por la parte inferior de la columna, con el fin de saber cuánto tiempo tarda una gota de líquido en recorrer la columna cromatografíca. 14. Una vez se haya filtrado, todo el contenido de líquido de la columna de vidrio, agregar 9 ml de una mezcla de tolueno y n-heptano o n-hexano, según el que se haya usado en el paso 4, después que se haya agotado el contenido líquido de la columna de vidrio, agregar 9 ml de 122 No. Nombre de la Responsable actividad Descripción tolueno, a partir de ese momento medir el tiempo hasta que se alcance el tiempo obtenido en el paso 13 para cambiar el recipiente donde se recolectaron los saturados por el de aromáticos. S O D VA 15. Al filtrarse todo el tolueno de la columna de los aromáticos. R 17. los SE E R S vidrio, retirar el recipiente donde se recolectaron DE HO C E R Conectar recipientes donde se recolectaron los saturados, aromáticos a líneas de aire seco con el objeto de evaporar totalmente el solvente contenido en ellos. 18. Pesar cada uno de estos recipientes después de evaporado el solvente y calcular en que porcentaje se encuentran presentes componentes en la muestra a través de los la siguiente fórmula: % Sat, Aro, Aro II  A-B C Donde: A: Peso del recipiente con el componente (saturados, aromáticos I ó II). B: Peso del recipiente vacío. C: Peso total de la muestra determinada en el paso 3. 19. Calcular el porcentaje (%) de Resinas mediante la siguiente fórmula: 123 No. Nombre de la Responsable actividad Descripción % Resinas  100 - (% Sat  % Aro  % Asf) 3 S O D VA Resultados R SE E R S Revisa los cálculos de los análisis realizado y 3.1 3.2 Revisión Sup. de Laboratorio CHO E R E D Reporte Técnico Analista entrega al técnico analista de laboratorio para realizar el reporte final Realiza el reporte colocando el contenido de saturados, aromáticos, resinas y asfáltenos de la muestra. 3.3 4. Resultados o Reporte Final Revisar reporte si no está correcto volver a la Sup. de Laboratorio actividad 3.1, si esta correcto enviar los resultados al cliente. Disposición final Disposición final de la muestra Técnico analista Auxiliar de laboratorio La muestra una ves analizada , será llevada a la crudoteca (ver Manejo de Muestras CRU-IT-0132010) 6. DOCUMENTOS DE REFERENCIA  Norma COVENIN 2683-90 Determinación de la Cantidad de Agua y Sedimento en muestras de crudos y productos del petróleo.  Norma ASTM D-4007-81 (87) Determinación del contenido de Agua y Sedimento. Método de Centrifugación 124  Determinación del contenido de Saturados, Aromáticos, Resinas y Asfáltenos en muestras de Crudo (ASTM D- 2007-98). 7. Relación de los Registros No. 1 Código Nombre 3 4 5 6 Tiempo de S O D VA ER S E R Archivo Registro de Solicitud Original: Supervisor PCP-FO-001- de Retiro y/o del 2010 Recepción de Laboratorio Servicio Muestras Copia: PCP Inactivo: 3 Años Original: Supervisor Activo: Durante Registro de Control del Prestación del del Servicios Laboratorio Servicio Copia: No Aplica Inactivo: 3 Años Original: Supervisor Activo: Durante del Prestación del Laboratorio Servicio Copia: No Aplica Inactivo: 3 Años Original: Supervisor Activo: Durante del Prestación del Laboratorio Servicio Copia: No Aplica Inactivo: 3 Años Original: Supervisor Activo: Durante del Prestación del Laboratorio Servicio Copia: No Aplica Inactivo: 3 Años OP-FO-005-2010 OP-FO-009-2013 CRU-FO-0212010 CRU-FO-0042010 HOS C E R E D 2 Parte y Distribución Cadena de Custodia Análisis SARA Agua por Centrifugación ASTM D-4007 CRU-FO-027- Informe de 2010 Resultados Original : Cliente Copia: Supervisor del Laboratorio Activo: Durante Prestación del Activo: Durante Prestación del Servicio Inactivo: 3 Años 125 ANEXO 3 Universidad del Zulia Fundación Laboratorio de Servicios Técnicos Petroleros Unidad Técnica Laboratorio de Crudo y Química Agua y Sedimento por Centrifugación CRU-PR-006-2010 Revisión No.: 02 Fecha: D Página 125 de 14 S O D VA R SE E R S O H C E ER 21/07/2011 AGUA Y SEDIMENTO POR CENTRIFUGACIÓN Elaborado Por Supervisor de la Unidad Técnica Crudo Mirla Sierralta Fecha: Revisado Por Director Técnico Ricardo Fuenmayor Fecha: Aprobado por Director - Presidente Carlos Rincón Fecha: 126 CONTROL DE REVISIONES Y MODIFICACIONES EFECTUADOS AL DOCUMENTO Rev. No. FECHA Cambio No. Breve Descripción del Cambio Página Revisado por Aprobado por 00 04/ 10 /10 00 Emisión Original -- Ricardo Fuenmayor Carlos Rincón 01 14/ 01 /11 01 Colocación del Sello 1 Ricardo Fuenmayor Carlos Rincón 02 21/ 07 /11 02 Cambio de RIF (Sello) 1 Ricardo Fuenmayor D R SE E R S O H C E ER 1. Objeto del Procedimiento S O D VA Carlos Rincón Determinar, por centrifugación bajo la metodología ASTM D-4007, la cantidad de agua y sedimento presente en muestras de crudo y aceites lubricantes, con la finalidad de medir el volumen neto, para efectos de venta de servicios, intercambio y transferencia bajo custodia. Este método abarca desde la entrega de la muestra al técnico de laboratorio hasta la elaboración del reporte final de los resultados obtenidos en el proceso. 2. Responsables Involucrados en este Procedimiento a. Supervisores de unidad técnica (SUT) b. Técnico Analista c. Auxiliar de laboratorio 3. Normativas  La muestra debe ser significativa  Debe contener suficiente cantidad para el análisis  Debe estar bien tapada y sellada  Debe estar bien identificada: Nombre del Pozo, Fecha, hora de toma de muestra, o como mínimo la identificación del pozo 127  El Tolueno a utilizado debe estar saturado con agua (ver Preparación de Tolueno Saturado con Agua CRU-IT-005-2010)  Las trampas deben estar verificadas según el Cronograma de Revisiones de Mantenimiento Preventivo de Equipos y / o Materiales de Medición y Ensayo. S O D VA 4. Flujograma No Aplica O H C E ER 5. Descripción de las actividades No. D Nombre de la actividad R SE E R S Responsable Descripción Entrada de muestra al Laboratorio Registrar en el Libro de Control de Ingreso de Muestras de entrada en el laboratorio. Carpeta del servicio Supervisor del 1.1 Recepción y Ubicación de la muestra laboratorio Se ubican en los mesones identificados, en orden secuencial en espera del análisis Técnico Analista y se almacena la muestra testigo, en caso Auxiliar de laboratorio que la muestra llegue por duplicado. De lo contrario la muestra original es la misma muestra testigo (ver Manejo de Muestras CRU-IT-013-2010) Análisis Análisis de la Muestra 2.1 Supervisor del laboratorio 1. El Supervisor entrega la muestra al Técnico Analista Técnico Analista Auxiliar de laboratorio 2. El Técnico analista identifica la 128 No. Nombre de la actividad Responsable Descripción muestra en la hoja de cálculo correspondiente al Análisis Agua por Centrifugación Norma ASTM D-4007 (Ver CRU-FO-004-2010) 3. Prepara, dependiendo de el S O D VA número de muestra, los tubos de R centrífuga (probetas) que serán usados SE E R 4. S en el análisis (Ver CRU-IT-004-2010) DER O ECH Examina el contenido de agua libre en la muestra introduciendo una manguera de plástico hasta el fondo del envase y succiona con una pera de succión (Ver CRU-IT-012-2010). 5. Si la muestra contiene agua libre colecta en un envase para cuantificar su contenido, sino, seguir el paso 9. 6. Anota los volúmenes de agua libre, emulsión y volumen total en el formato CRU-FO-004-2010. 7. Si se le va a realizar algún análisis al agua libre almacenar según instrucción CRU-IT-002-2010, si no se va a realizar análisis físico-químico u otro análisis a la muestra de agua se desecha el volumen de agua extraído (ver Disposición Final del agua Libre CRU-IT-002-2010). 8. Agita vigorosamente la muestra de 129 No. Nombre de la actividad Responsable Descripción crudo, retira la tapa y vierte rápidamente en un vaso plástico limpio y seco. 9. Afora a 100 mL. con el crudo contenido en el vaso plástico el/los S O D VA tubo(s) centrífugos preparados en el paso 4. O ECH DER R 10. SE E R S Tapa los tubos de centrífuga con tapón de goma # 2, agita vigorosamente hasta que su contenido, crudo-solvente, forme una mezcla homogénea. Invierte de posición de la probeta una vez agitada para verificar que el crudo y el solvente estén bien mezclados. 11. Afloja el tapón de goma sin quitarlo y sumerge en el baño de maría, calentado a 140 ± 5 °F (60 ± 3) °C, las probetas hasta la marca de 100 mL., deja en el baño durante de 10 minutos o hasta que se observe la ruptura constante de la emulsión. 12. Retira las probetas del baño y agita suavemente, con inversión de la probeta para comprobar la completa dilución de la muestra. 13. Retira el tapón de goma y seca la probeta con papel absorbente y cubre 130 No. Nombre de la actividad Responsable Descripción con talco la parte inferior de la misma 14. Coloca el tubo sin tapón en la copa del soporte giratorio de la centrífuga en lados opuestos del mismo, para establecer una condición de equilibrio. S O D VA 15. Cierra la tapa o cubierta de la R SE E R S centrífuga, DER O ECH fija el selector de velocidades a una velocidad de 3500 rpm., (ver ANEXO 1), durante 10 minutos. La centrífuga debe estar a una temperatura de 140 ± 5 °F (60 ± 3) °C. 16. Concluido centrifugado el retira tiempo la de probeta separándola cuidadosamente del taco o soporte donde se apoya en la copa, usando ambas manos realiza un movimiento giratorio contrario entre el taco y la probeta para despegarla. No debe ser brusco par evitar alteraciones en la lectura. 17. Coloca la probeta totalmente vertical y lee el volumen combinado de agua y sedimento depositado en el fondo de cada probeta. 18. Hacer los cálculos necesarios para el reporte final según la siguiente fórmula: Si la muestra contiene agua libre: 131 No. Nombre de la actividad Responsable Descripción (% V/V)= (AL + ((% Obs/100). × E)) × 100 VM Donde: AL = Volumen de Agua Libre % Obs. = Porcentaje de agua S O D VA observado en el ensayo E = Volumen de emulsión de la R SE E R S muestra O H C E ER D VM = Volumen de muestra usada Si la muestra no contiene agua libre Porcentaje de agua (% V/V)= % Obs × 2 % Obs. = Porcentaje de agua observado en el ensayo VM = Volumen de muestra usada 3 Resultados Revisa 3.1 Revisión Sup. de Laboratorio los cálculos de los análisis realizado y entrega al técnico analista de laboratorio para realizar el reporte final Realiza el reporte colocando el volumen de agua y sedimento, la suma de las dos 3.2 Reporte Técnico Analista lecturas. El valor de contenido de agua y sedimento se expresa en valores de porcentaje volumen/volumen. Revisar reporte si no está correcto volver a 3.3 Resultados o Reporte Final Sup. de Laboratorio la actividad 3.1, si esta correcto enviar los resultados al cliente. 132 No. 4. Nombre de la actividad Responsable Descripción Técnico analista de La muestra una vez analizada , será Disposición final Disposición final de muestra la laboratorio llevada a la crudoteca Auxiliar de laboratorio (ver Manejo de Muestras CRU-IT-013-2010) S O D Ade Agua y V - Norma COVENIN 2683-90 Determinación de la Cantidad R E S E Sedimento en muestras de crudos y productos del petróleo. R S O H C (87) Determinación del contenido de Agua y - Norma ASTM D-4007-81 E R E de Centrifugación DMétodo Sedimento. 6. Documentos de Referencia 7. Relación de los Registros No. 1 2 Código CRU-FO-0042010 Nombre Agua por Centrifugación ASTM D-4007 CRU-FO-027- Informe de 2010 Resultados Parte y Distribución Tiempo de Archivo Original: Supervisor del Laboratorio Activo: Durante Prestación del Servicio Copia: No Aplica Inactivo: 3 Años Original : Cliente Activo: Durante Prestación del Servicio Copia: Supervisor del Laboratorio Inactivo: 3 Años NOTAS NOTA N° 1: La muestra debe ser representativa, la cantidad mínima para realizar el análisis de agua y sedimento por centrifugación con bajos porcentajes, de diferencias para las muestras de un pozo o tanque de almacenamiento, debe ser 1.0 litro. 133 La muestra debe tener una temperatura interna equivalente a la temperatura del ambiente donde va a ser analizada. 8. Aspectos de Higiene, Seguridad Ambiente:  Usar protección respiratoria, mascara contra vapores orgánicos  Mantener los extractores del laboratorio encendido durante el análisis  Usar batas de laboratorio, lente protectores sin perforaciones laterales, bien ajustado a la cara con bandas de goma.  Usar guantes de neopreno. S O D VA R SE E R S  HO C E Los vapores ERde estos solventes son tóxicos y nocivos para la salud. D Mantener el recipiente que lo contiene cerrado.  Usar una adecuada ventilación.  Evitar un prolongado contacto con la piel.  Mantenerlos alejados de altas temperaturas o donde haya alto riesgo de producir chispa.  Son productos inflamables 9. Precaución al usar Tolueno y Kerosene:  10. Equipos y Materiales  Centrífuga, International equipment company, size 2, model K, N° 19029M  Manta térmica para la centrífuga  Baño de María, Precisión, 180 series wáter Bath  Termómetro de 0 a100 °C  Goteros  Tapón de goma # 2, para probetas  botellas de vidrio de un litro de capacidad con tapa de rosca  Cilindros graduados de 500, 250 y 100 mL. para preparar las mezclas de agua solvente 134  Beaker de 800 mL.  Pipeta de plástico de 500 mL. 11. Reactivos  Tolueno saturado (Ver ANEXO N° 3)  Kerosene (Ver ANEXO N° 3)  Desmulsificante 12. ANEXOS 1 O H C E ER D SE E R S R Figura 1: Probeta para el análisis S O D VA 135 Tabla 1.Tolerancia (volumétrica) de calibración de probeta de 203 mm. (8 Pulgadas) Rango (mL.) De 0.00 a 0.10 Sobre 0.10 a 0.30 Sobre 0.30 a 0.50 Sobre 0.50 a 0.60 Sobre 1.00 a 2.00 Sobre 2.00 a 3.00 Sobre 3.00 a 5.00 Sobre 5.00 a 10.00 Sobre 10.00 a 25.00 Sobre 25.00 a .100.00 Subdivisiones 0.05 0.05 0.05 0.10 0.10 0.20 0.50 1.00 5.00 25.00 D S O D VA R SE E R S O H C E ER Tolerancia de Volúmenes ± 0.02 ± 0.03 ± 0.05 ± 0.05 ± 0.10 ± 0.10 ± 0.20 ± 0.50 ± 1.00 ± 1.00 ANEXO 2 Expresión de los resultados Tubo 1 mL. Tubo 2, mL Sin agua y sedimento visible Sin agua y sedimento visible 0.025 0.025 0.05 0.05 0.075 0.075 0.10 0.10 Sin agua y sedimento visible 0.025 0.025 0.05 0.05 0.075 0.075 0.10 0.10 0.15 En tabla 1 se dan las tolerancias volumétricas Total de agua y sedimento, % 0.025 0.05 0.075 0.10 0.125 0.15 0.175 0.20 0.25 136 ANEXO 3 Solución de Kerosene con xileno 1. En un envase plástico de 4 galones se mezclan 1200 mL. de xileno con 1800 ml}L. de kerosene. S O D VA 2. La mezcla se agita vigorosamente durante 30 segundos y se coloca en un baño de maría a 60 °C ± 3 °C. O H C E ER R SE E R S 3. Este proceso se realiza por tres veces 4. La mezcla se deja en reposo durante 24 horas, hasta que se desee usar. D 5. Transfiera el tolueno saturado a una pipeta cuando se vaya a utilizar. 6. Colocar toda la información requerida en la etiqueta de identificación que acompaña el envase contentivo del tolueno saturado. ANEXO 4 Cálculo de la velocidad de centrifugación (Según norma ASTM D-4007) La velocidad del cabezal giratorio debe calcularse según la ecuación: r. p.m  1335  ( f .c.r ) d Donde: r.p.m.= Velocidad de rotación en revoluciones por minutos 137 f.c.r. = Fuerza centrífuga relativa d = Diámetro de giro, medidos entre las puntas extremas de tubos opuestos en posición de giro. Tabla 2.Velocidades de rotación aplicables a centrífugas con varios diámetros de giro Diámetros de giro en mm (pulgadas) 304 (12) 330 (13) 355 (14) 381 (15) 406 (16) 431 (17) 457 (18) 482 (19) 508 (20) 533 (21) 558 (22) 584 (23) 609 (24) r.p.m a 500 f.c.r 1710 1650 1590 1530 1480 1440 1400 1360 1330 1300 1270 1240 1210 D S O D VA R SE E R S O H C E ER r.p.m. a 800 f.c.r. 2160 2080 2000 1930 1870 1820 1770 1720 1680 1640 1600 1560 1530