Caracterización de Crudos (página 2)

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ANÁLISIS

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

CONCLUSIONES

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

RECOMENDACIONES

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