capitulo i - Repositorio Digital UTE

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS
ANÁLISIS
Y
CARACTERIZACIÓN
DE
LOS
RESIDUOS
DE
LIMPIEZA CON PIGS DEL OLEODUCTO CPF VILLANO – BAEZA
DE LA EMPRESA AGIP OIL ECUADOR PERÍODO 2011.
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS
ERNESTO ALONSO CARVAJAL GUEVARA
DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS AGUIRRE M.Sc.
Quito, Agosto 2012
© Universidad Tecnológica Equinoccial.2012
Reservados todos los derechos de reproducción
DECLARACIÓN
Yo ERNESTO ALONSO CARVAJAL GUEVARA, declaro que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún
grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas
que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad
Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
_________________________
Ernesto Alonso Carvajal Guevara
C.I.1716005887
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis y caracterización de los
residuos de limpieza con pigs del oleoducto CPF Villano – Baeza de la empresa
Agip Oil Ecuador período 2011”, que, para aspirar al título de Tecnólogo en
petróleos fue desarrollado por Ernesto Alonso Carvajal Guevara, bajo mi dirección y
supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones
requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos18 y 25.
___________________
Ing. Fausto Ramos Aguirre M.Sc.
DIRECTOR DELTRABAJO
C.I.1705134102
AGRADECIMIENTO
Gracias a Dios por todo.
A quienes desde el inicio de mi vida me llevaron por un buen camino, y aunque es
una forma mínima de agradecer por todo su esfuerzo y dedicación, y solo quiero
que sepan que todos mis logros son sus logros.
Gracias a mis padres Alicia, Eduardo, a mis hermanos Rolando, Joselin, y a mi
esposa Geraldinne, mis hijas Doménica y Daphne, por el apoyo que me brindaron
durante todos mis estudios y aun en los momentos difíciles ellos supieron como
motivarme para seguir adelante.
A los que me apoyaron y confiaron en mí para lograr este objetivo, gracias a todos
mis familiares y amigos.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial y en especial a la Facultad de Ciencias
de la Ingeniería por la oportunidad, de estudiar la carrera de Tecnología en
Petroleros
A todos y cada uno de los profesores que me impartieron su cátedra, en gran
parte es por ellos que adquirí los conocimientos sobre la carrera de Tecnología en
petróleos.
A mi director de tesis, Ing. Fausto Ramos Aguirre M.Sc, quien mostró mucho
interés, por su tiempo y dedicación en la asesoría del presente trabajo y en
especial por los consejos.
A la empresa Agip Oil Ecuador, por las facilidades prestadas para el desarrollo de
esta tesis.
DEDICATORIA
Mi tesis la dedico con todo mi amor y aprecio.
A ti Dios; quien me dio la fe, la fortaleza, la salud y la esperanza para terminar este
trabajo. Porque me diste la oportunidad de vivir y de regalarme una familia
maravillosa, porque nunca dudaron que lograría este triunfo.
Este trabajo de tesis está enteramente dedicada a mi esposa Geraldinne e hijas
Doménica y Daphne, mis amores; gracias por atreverse a confiar en mí; es obvio
que sin ustedes este sueño nunca hubiera podido ser completado. Sencillamente
ustedes son la base de mi vida personal y la fuerza de ahora en adelante para mi
vida profesional, por lo que nunca les podré estar suficientemente agradecido.
A mi madre Alicia, por su paciencia, por su esfuerzo y apoyo en los momentos
malos y menos malos. Me ha enseñado a encarar las adversidades sin perder
nunca la dignidad ni desfallecer en el intento. Todo lo que soy como persona, mis
valores, mis principios, mi perseverancia y mi empeño, y sin pedir nunca nada a
cambio.
A todos ellos, se la dedico de todo corazón.
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN.
xv
ABSTRACT.
xvii
CAPITULO I.
1
1. INTRODUCCION.
1
1.1.
1
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.
1.2. JUSTIFICACIÓN.
1
1.3.
2
OBJETIVOS.
1.3.1. GENERAL.
2
1.3.2. ESPECÍFICOS.
2
1.4.
3
MARCO TEÓRICO.
1.4.1. ANTECEDENTES.
3
1.5.
METODOLOGÍA.
4
1.5.1. MÉTODO INDUCTIVO.
4
1.5.2. MÉTODO ANALÍTICO.
5
1.6.
TÉCNICAS.
5
1.6.1. OBSERVACIÓN.
5
1.7.
5
TIPOS DE INVESTIGACIÓN.
1.7.1. DESCRIPTIVA.
5
1.8.
POBLACIÓN Y MUESTRA.
6
1.9.
HIPÓTESIS.
6
1.9.1. GENERAL.
6
1.10. VARIABLES.
6
1.10.1.
DEPENDIENTE.
6
1.10.2.
INDEPENDIENTE.
6
CAPITULO II.
2. MARCO TEORICO.
8
8
i
PÁGINA
2.1.
COMPOSICIÓN DEL PETRÓLEO.
8
2.2.
COMPONENTES DEL PETROLEO.
8
2.2.1. PARAFINAS.
8
2.2.2. NAFTENOS.
9
2.2.3. AROMÁTICOS.
10
2.2.4. CONTENIDO DE AZUFRE.
11
2.2.5. CONTENIDO DE OXÍGENO.
12
2.2.6. CONTENIDO DE NITRÓGENO.
13
2.2.7. CONTENIDO DE METALES.
14
2.2.8. ASFALTENOS.
15
2.2.9. CONTENIDO DE IMPUREZAS EN EL PETRÓLEO.
18
2.3.
PETRÓLEOS PESADOS.
19
2.4.
ESCALAS.
19
2.5.
LAS PARAFINAS Y LOS ASFALTENOS.
19
2.5.1. FENÓMENOS DE CRISTALIZACIÓN DE PARAFINAS.
20
2.6.
22
EFECTO DE LOS ASFALTOS EN EL CRUDO.
2.6.1.
2.7.
AGREGACIÓN Y DEPOSICIÓN DE ASFALTENOS.
EFECTOS DE LOS ASFALTENOS SOBRE LA
CRISTALIZACIÓN DE LAS PARAFINAS.
2.8.
25
28
ESTUDIO DE LOS FENÓMENOS DE CRISTALIZACIÓN
DE PARAFINAS EN EL COMPORTAMIENTO
FLUIDODINÁMICO DE CRUDOS.
29
2.9. CAUSAS QUIMICAS DE LOS DEPOSITOS EN LA TUBERIA. 31
2.9.1. MECANISMOS DE DEPOSICIÓN .
31
2.10. AGREGACIÓN DE ASFALTENOS EN SOLVENTES
ORGÁNICOS.
32
2.11. CORROSIÓN.
43
2.11.1.
46
PROTECCIÓN CONTRA LA CORROSIÓN.
2.11.1.1. Elección del material .
46
ii
PÁGINA
2.11.1.2. Dominio del ambiente.
46
2.11.2.
INHIBIDORES DE LA CORROSIÓN.
46
2.11.3.
TIPOS DE CORROSIÓN.
48
2.11.3.1. General o Uniforme.
48
2.11.3.2. Galvánica.
48
2.11.3.3. Corrosión por fisuras o “CREVICE”.
49
2.11.3.4. Corrosión por picadura o “PITTING.
50
2.11.3.5. Corrosión Electroquímica.
51
2.11.3.6. Corrosión Microbiológica (MIC).
52
2.12. ¿CÓMO FUNCIONAN LOS QUÍMICOS QUE SE UTILIZAN
EN LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO?
2.12.1.
52
QUÍMICOS USUALES EN LA PRODUCCIÓN DEL
PETRÓLEO.
55
2.12.1.1. Los químicos para problemas con parafinas.
55
2.12.1.2. Químicos para problemas con asfáltenos.
60
2.12.1.3. Los químicos.
61
2.12.2.
63
QUÍMICOS PARA PROBLEMAS CON EMULSIONES.
2.12.2.1. Acerca del problema.
63
2.12.2.2. Los químicos.
63
2.12.3.
64
QUÍMICOS PARA PROBLEMAS DE CORROSIÓN.
2.12.3.1. Acerca del problema.
64
2.13. PROTECCION INTERIOR DE DUCTOS CON INHIBIDORES. 66
2.13.1.
CLASIFICACIÓN DE LOS INHIBIDORES.
2.13.2.
CONDICIONES OPERATIVAS DE LOS DUCTOS DE
66
TRANSPORTE.
68
2.13.3.
SEGUIMIENTO Y MONITOREO.
69
2.13.4.
HISTORIAL DEL SERVICIO PRESTADO POR EL DUCTO. 69
2.13.5.
LIMPIEZA INTERIOR DE DUCTOS.
70
iii
PÁGINA
2.13.6.
EVALUACIÓN DE LOS RESIDUOS DESPLAZADOS
EN LA LIMPIEZA INTERIOR DE DUCTOS.
72
2.14. LIMPIEZA DE CAÑERÍAS EN LA INDUSTRIA DEL
PETROLEO.
2.14.1.
LIMPIEZAS MECÁNICA DE CAÑERÍAS.
73
74
2.15. EL ARTE DE PIGGING.
85
2.15.1. ¿QUÉ ES UN PIG?
86
2.15.2. ¿POR QUÉ MOTIVOS CORRER UN PIG EN UNA
TUBERÍA?
86
2.15.3. TIPOS DE PIGS.
88
2.15.4. POLLY-PIGS (ESPUMA).
89
2.15.4.1. Ventajas de los Polly-Pigs.
90
2.15.5. PIGS DE CUERPO DE HIERRO.
90
2.15.6. PIGS DE LIMPIEZA.
91
2.15.7. PIGS DE SEPARACIÓN.
92
2.15.8. PIGS DE DESPLAZAMINTO.
92
2.15.9. PIGS CALIBRADORES.
93
2.15.10. PIGS PERFILADORES.
93
2.15.11. PIGS DE DIÁMETRO DUAL.
93
2.15.12. PIGS TRANSMISORES.
94
2.15.13. PIGS ESPECIALIZADOS.
95
2.15.14. PIG HECHOS EN MOLDES SÓLIDOS.
95
2.15.15. ESFERAS.
96
CAPITULO III.
98
3. METODOLOGÍA.
98
3.1.
AGIP OIL ECUADOR B.V.
98
3.2.
MISIÓN.
99
3.3.
OBJETIVO.
100
3.4.
ESTRATEGIA.
100
iv
PÁGINA
3.5.
DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA.
101
3.5.1. PLATAFORMA DE POZOS DE CRUDO - VILLANO A.
101
3.5.2. PLATAFORMA VILLANO B.
103
3.6.
EVALUACION DEL CONTENIDO DE PARAFINA,
ASFALTENO E INORGANICOS EN LINEA.
104
3.6.1. OBJETIVOS.
104
3.6.2. ANTECEDENTES.
105
3.6.3. MÉTODO DE DETERMINACIÓN DE ACUMULACIÓN DE
PARAFINA.
106
3.6.3.1. Determinación cualitativa.
108
3.6.3.2. Determinación cuantitativa.
115
3.7.
PROCEDIMIENTO DE LABORATORIO PARA LA
EXTRACCION DE PARAFINAS Y ASFALTENOS POR
MEDIO DEL EXTRACTOR SOXHLET.
3.7.1. OBJETIVO.
115
115
3.7.2. EQUIPOS Y MATERIAL DE LABORATORIO.
115
3.7.3. DATOS.
116
3.7.4. CÁLCULOS.
3.7.5. RESULTADOS.
CAPITULO IV.
4. ANALISIS DE RESULTADOS.
119
120
124
124
4.1.
124
CONDICIONES DEL TRANSPORTE DEL CRUDO.
4.1.1. FLUJO LAMINAR.
124
4.1.2. FLUJO TRANSICIONAL.
126
4.1.3. FLUJO TURBULENTO.
126
4.2.
CALCULO DEL NUMERO DE REYNOLDS EN LA TUBERIA
DE AGIP OIL.
4.2.1. DETERMINACIÓN DEL CAUDAL MÍNIMO.
CAPITULO V.
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
127
132
137
137
v
PÁGINA
5.1.
CONCLUSIONES.
137
5.2.
RECOMENDACIONES.
138
GLOSARIO DE TERMINOS.
139
BIBLIOGRAFIA.
144
ANEXO.
146
vi
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 2.1. Parámetros estructurales de los asfalténos.
17
Tabla 2.2. Contenido de petróleo en la mayoría de petróleos.
18
Tabla 2.3 Clasificación de los crudos por densidad-gravedad.
19
Tabla 2.4. Crudo conteniendo 11.7% (A) y 10.5% (B) de parafinas.
22
Tabla 2.5. Fusión de parafinas.
23
Tabla 2.6. Pigs de espuma de poliuretano.
78
Tabla 2.7. Pigs con cuerpo metálico.
79
Tabla 2.8. Pigs con cuerpo de poliuretano.
80
Tabla 2.9. Limpieza de acueductos.
84
Tabla 3.1. Especificaciones del crudo producido por AOE .
98
Tabla 3.2 Tiempo y volumen.
116
Tabla 3.3. Presiones y Tiempos.
117
Tabla 3.4. Datos obtenidos en el laboratorio.
118
Tabla 3.5 Tiempo y volumen.
118
Tabla 3.6. Datos Adicionales.
118
Tabla 3.7. Resultados.
120
Tabla 4.1. Control de Rastreo de batches por medio del sistema
SCADA de AOE desde CPF a Baeza.
129
vii
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 2.1 Ejemplos de parafinas.
9
Figura 2.2 Ejemplos de naftenos.
10
Figura 2.3. Ejemplos de aromáticos.
10
Figura 2.4. Moléculas de azufre en asfalténos.
12
Figura 2.5 Moléculas de oxigeno en asfalténos.
13
Figura 2.6. Moléculas de nitrógeno en asfalténos.
14
Figura 2.7. Moléculas de metales presentes en asfalténos.
15
Figura 2.8. Estructura molecular del asfalténo.
16
Figura 2.9. Estructura de algunos asfalténos.
24
Figura 2.10. Fenómeno de Agregación de Asfalténos.
27
Figura 2.11. SOTE (Sistema de Oleoducto Transecuatoriano).
32
Figura 2.12. Petróleo con asfalténos.
33
Figura 2.13. Floculación de asfalténos inducida por la presencia de
parafinas.
35
Figura 2.14. Micelización de asfalténos en solventes aromáticos.
35
Figura 2.15. Coacervación de micelas de asfalténos debido al
incremento en la concentración en solventes aromáticos.
36
viii
PÁGINA
Figura 2.16. Concentración micelar crítica para asfalténo en
ciclohexano a 25 ºC.
37
Figura 2.17. CMC como función del parámetro de interacción
de Flory – Huggins .
39
Figura 2.18. Ajuste de datos de SANS usando el modelo
esférico de Schultz (línea continua) y el modelo cilíndrico
monodisperso (línea punteada).
41
Figura 2.19. Tensión superficial vs concentración de
asfalténos en tolueno a diferentes temperaturas.
42
Figura 2.20. Viscosidad relativa vs concentración de asfalténos
en 1- metilnaftaleno.
43
Figura 2.21. Esquema de oxidación del hierro.
45
Figura 2.22. Efectos de la oxidación del hierro.
45
Figura 2.23. Efectos de la corrosión.
47
Figura 2.24. Solución conductiva.
48
Figura 2.25. Cavidad producto de la interacción iónica.
50
Figura 2.26. Corrosión electroquímica .
51
Figura 2.27. Efectos de la corrosión microbiológica.
52
ix
PÁGINA
Figura 2.28. Inhibidor de corrosión.
53
Figura 2.29. Remoción por medios mecánicos (scrapers).
54
Figura 2.30. Parafinas en Oleoducto.
56
Figura 2.31. Parafinas grandes estructuras.
59
Figura 2.32. Línea de Flujo.
60
Figura 2.33. Depósitos orgánicos mixtos.
61
Figura 2.34. Recibidor del Pig.
65
Figura 2.35. Inhibidores.
67
Figura 2.36. Sistema de ducto.
68
Figura 2.37. Línea del ducto.
70
Figura 2.38. Residuos en la línea de crudo.
72
Figura 2.39. Filtros tipo canasta ubicados en los strainers del
receptor del pig.
73
Figura 2.40.Scrapers.
74
Figura 2.41. Limpieza y buen funcionamiento de cañería.
75
Figura 2.42. Pigs remueven los sólidos de las paredes interiores.
76
Figura 2.43. Empuje de sólidos sueltos dentro de la cañería
y desprendimiento de los depósitos adheridos sobre las
paredes de la misma.
77
x
PÁGINA
Figura 2.44. Limpieza combinada (productos químicos y pigs).
82
Figura 2.45. Recepción de scrapers.
83
Figura 2.46. Pigging operacional en oleoducto .
85
Figura 2.47. Líneas de petróleo .
87
Figura 2.48. Polly – pigs.
89
Figura 2.49. Pig cuerpo de hierro.
90
Figura 2.50. Muestra un RCC con una cavidad que contiene un
transmisor.
94
Figura 2.51. Pig en moldes sólidos.
95
Figura 2.52. Pig Esfera.
96
Figura 3.1. Estructura Hidrocarburífera del Ecuador.
99
Figura 3.2. Ubicación geográfica del CPF.
102
Figura 3.3. Diagrama Equipo Flow Loop.
106
Figura 3.4. Equipo Flow Loop.
107
Figura 3.5. Extractor Soxhlet.
108
Figura 3.6. Comportamiento de las presiones de los filtros y entrada
en función del tiempo de corrida.
121
Figura3.7. Equipo Shide Stream .
121
Figura 3.8. Equipo para Extracción Soxhlet.
122
xi
PÁGINA
Figura 3.9. Papel filtro más parafina.
122
Figura 3.10. Vaso + asfáltenos.
123
Figura 4.1. Distribución de velocidades en un tubo con flujo laminar.
125
Figura 4.2. Distribución de velocidades en un tubo con flujo
transicional.
126
Figura 4.3. Distribución de velocidades en un tubo con flujo
turbulento.
127
Figura 4.4. Análisis extra en Crudo – Baeza / Sampler.
128
Figura 4.5. Análisis de residuos obtenidos de la limpieza con
pig del oleoducto CPF – Baeza. De la empresa AOE.
135
Figura 4.6. Análisis de residuos obtenidos de la limpieza con
pig del oleoducto CPF – Baeza. De la empresa AOE .
136
xii
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
ANEXO 1.
Análisis de Sedimentos en solido residuales – Baeza.
146
ANEXO 2.
Análisis de sedimentos en Crudo.
147
ANEXO 3.
Análisis de un rastreo de baches en Crudo – Baeza.
148
ANEXO 4.
Análisis en Crudo – CPF.
149
ANEXO 5.
Análisis Punto de inflamación en crudo – Baeza.
152
xiii
ÍNDICE DE ECUACIONES
PÁGINA
Ecuación [1.1] Concentración Micelar Critica.
37
Ecuación [1.2] Parámetro de solubilidad de los asfaltenos.
38
Ecuación [1.3] Distribución de intensidad de dispersión.
39
Ecuación [1.4] Para partículas esféricas.
40
Ecuación [2.1] Stockes.
64
Ecuación [3.1] Porcentaje de Parafinas.
113
Ecuación [3.2] Porcentaje de Asfaltenos.
114
Ecuación [3.3] Porcentaje de Depósitos inorgánicos.
114
Ecuación [3.4] Porcentaje de Sólidos insolubles.
115
Ecuación [4.1] Numero de Reynolds.
125
Ecuación [4.2] Gravedad específica.
130
Ecuación [4.3] Densidad del crudo.
130
Ecuación [4.4] Área.
131
Ecuación [4.5] Caudal.
131
xiv
RESUMEN
El rol de los asfáltenos durante la cristalización de las parafinas en el crudo es
muy complejo e intervienen factores aun desconocidos que requieren mayor
investigación.
Para tal efecto, se realizaron pruebas de laboratorio y se observaron los
resultados
para analizar el comportamiento de los fluidos en condiciones
dinámicas o estáticas. Estos estudios permite mayor seguridad operacional,
ahorros considerables de aditivos, energía, incremento de la capacidad de
bombeo, también facilita la selección de la tecnología más adecuada para
controlar la deposición de parafinas durante el almacenamiento y transporte de
crudos.
Las dificultades operacionales e incremento en los costos ocasionados por la
cristalización y deposición de parafinas en los pozos de producción, líneas de flujo,
equipos de separación, bombeo por oleoducto, sistemas de almacenamiento,
equipos de procesamiento y transformación son bastante conocidos
De los análisis de laboratorio, es posible conocer los fenómenos que presenta el
interior de los ductos de transporte, como puede ser la presencia de humedad,
sulfuro de hierro, óxidos de hierro, crecimiento de bacterias, metales pesados y/o
bentonita entre otros materiales, y estar en posibilidad de tomar las medidas
correctivas necesarias.
En este trabajo se destaca la importancia de tener en cuenta los fenómenos de
cristalización de parafinas al momento de tomar las decisiones relacionadas con el
tipo de tratamiento químico, térmico, electromagnético, etc., que faciliten los
procesos
de
producción,
deshidratación,
almacenamiento,
transporte
y
procesabilidad de los crudos parafínicos.
En este trabajo se tomo muestras de los depósitos de limpieza realizados con un
pig en el oleoducto que transporta crudo desde el bloque 10 de la Empresa Agip Oil
xv
Ecuador en la Provincia de Pastaza hasta ser entregado al SOTE en la estación de
Baeza. Se caracterizo físico químicamente estos depósitos para determinar la
cantidad de parafinas asfaltenos y otros residuos presentes y con esta información
determinar el tipo de tratamiento aplicar en este crudo para disminuir estos
depósitos.
Se determina que el contenido de parafinas y asfaltenos en estos depósitos es en
promedio 24% p que es un valor alto lo que amerita que se tomen medidas como
inyección de químicos controladores de cristalización y se trabaje en las
condiciones de transporte del fluido como es velocidad (numero de Reynolds) para
provocar turbulencia y disminuir la cantidad de depósitos y la sedimentación.
xvi
ABSTRACT
The role of the asphalts in the crystallization of the paraffin in the crude it is very
complex and factors even intervene unknown that require bigger investigation.
For such an effect, they realized lab tests and the results were observed to analyze
the behavior of the fluids under dynamic or static conditions. These studies allow
bigger operational security, considerable savings of additives, energy, increment of
the capability of pumping, also the selection of the most appropriate technology to
control the sedimentation of paraffin during the storage and transfer of crude.
The operational difficulties and the increase in the cost caused by the
crystallization and sedimentation of paraffin in the sediment production, lines of
flux, separation outfits, pumping per pipeline, storage systems, processing outfits
and transformation are very know
Of the lab analyses, it is possible to know the phenomenon that it enters the
interior of the transfer ducts, like it can be the appearance of dampness, iron
sulfide, iron oxides, increment of bacteria, heavy metals and/or taglorite among
other materials, and to be in possibility of taking the measures necessaries.
This work stands out the importance of keeping in mind the crystallization
phenomenon of paraffin of the moment to make the decisions related with the type
of chemical, thermal, electromagnetic treatment, etc. this facilitate the production
methods, dehydration, storage, transfer and paraffinic processes of the crude.
In this work I take sediments samples of clean-up with a pig in the pipeline that
conveys crude from the unit 10 inside of Agip Oil Ecuador in the County of Pastaza
until being delivered to the SOTE in the Baeza station. The physique and
chemically characterizes to determine the quantity of paraffin asphalts us and other
present residuals and with this data to determine the treatment to apply in this raw
one to diminish these deposits.
xvii
It is determined that the content of paraffin and asphalt in these deposits it is on the
average 24% p that is a high worth that take measures as injection of chemical
crystallization controllers and one works under the conditions of transfer of the fluid
as it is speed (I number of Reynolds) to cause whirling and to diminish the quantity
of deposits and the sedimentation.
xviii
CAPITULO I
CAPITULO I
1. INTRODUCCION.
1.1.
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.
Las características del fluido y las condiciones de flujo (caudal, velocidad,
numero de Reynolds), determina la mayor o menor deposición de sustancias
pesadas constitutivas del crudo las mismas, que pueden provocar corrosión,
escala, deposición de parafinas, asfaltenos, resinas, ácidos naftenicos y
moléculas pesadas constitutivas del crudo.
1.2. JUSTIFICACIÓN.
Realizo esta investigación debido a la adherencia de sólidos que pueden
contribuir a la degradación de las características operativas de un oleoducto
para prevenir la acumulación de sólidos por medio de la cuantificación de los
residuos y su caracterización previniendo el debilitamiento del oleoducto y
afecte la pérdida de caudal haciendo que la eficiencia disminuya. A medida
que las tuberías envejecen, vemos un incremento de esta problemática.
Es causado por la carencia de pigging (limpieza) operacional, bien sea por
depósito de productos del fluido transportado, tales como ceras o
incrustaciones de bario así mismo como la acumulación de lodos que
promueve el crecimiento de bacterias en las paredes internas de la tubería.
Entonces comenzamos a correr pigs (chanchos de limpieza) en la tubería para
limpiarlas o separar inhibidores, etc.
1
Será aplicado con el fin de procesar los residuos recolectados para dar la
solución inmediata y lograr que la vida útil de oleoducto sea mayor además de
prevenir los impactos ambientales.
1.3.
OBJETIVOS.
1.3.1. GENERAL.
Caracterizar los residuos provenientes de la limpieza del oleoducto para
determinar el tratamiento adecuado y así disminuir estos residuos, con el fin
de reducir la frecuencia de corrida del pig de limpieza.
1.3.2. ESPECÍFICOS.

Caracterizar en laboratorio la composición físico química de los residuos
acarreados por el pig de limpieza enviado desde las Facilidades de
Producción ubicadas en el Puyo y recogidas en la estación de
almacenamiento y estaciones de transferencia de custodia de Baeza.

Controlar
el crecimiento de la escala causada por la acumulación de
sedimentos, sólidos orgánicos e inorgánicos, por medio de la limpieza
correcta de tuberías para evitar la reducción del diámetro interno de la
tubería y no provocar la pérdida de caudal.

Recomendar la adición de químicos que prevengan la acumulación de
sólidos
orgánicos
e
inorgánicos,
bacterias
en
general,
bacterias
sulfatoreductoras que en conjunto provocan corrosión, escala y disminuyen
2
la vida útil de la tubería mediante el uso adecuado de químicos para
neutralizar el crecimiento de bacterias que a su vez atacan la tubería.
1.4.
MARCO TEÓRICO.
1.4.1. ANTECEDENTES.
Cuando la tubería ya está en servicio, será necesario correr pigs en la línea
para mantener la eficiencia de la misma y ayudar en el control de la corrosión.
Es necesario remover los líquidos en sistemas mojados de gas, remover el
agua acumulada en las líneas de productos, remoción de parafina y control de
petróleo crudo en líneas de petróleo.
Los pigs también son usados para
separar inhibidores.
Al ir pasando el tiempo puede presentarse la necesidad de una limpieza de la
línea. Un pigging de pre-inspección antes de correr una herramienta para
inspeccionar la línea por dentro (ILI por sus siglas en Inglés), no sólo requerirá
que la línea esté limpia, sino que se enviaría un pig tipo esponja para
asegurarse de que la herramienta ILI pasará por la línea. Los pigs se corren
usualmente para remover cualquier agua que se haya acumulado en las
partes bajas de la tubería y reducir la corrosión.
La corrida de pigs en tuberías con diámetros duales siempre conlleva un reto.
Bajo ciertas condiciones las tuberías pueden requerir limpieza con químicos o
un tren de pigs de gel puede ser usado para ciertas condiciones requeridas de
limpieza.
Para determinar si hay abolladuras o reducciones del diámetro interno de la
tubería.
3
Por esta razón Agip Oil Ecuador, corre el chancho dos veces al mes, lo cual
significa gastos para la empresa.
La función central de los llamados inhibidores de deposición de parafinas es
ingresar a la estructura de los depósitos de parafinas y alterar las propiedades
de adherencia a la superficie de las mismas. Idealmente, un inhibidor debilita
el depósito permitiendo su remoción y transporte
por las fuerzas de flujo
presentes en el sistema.
Obsérvese que ningún químico redisuelve las parafinas que se separan del
crudo si no que retardan lo suficiente los fenómenos de depositación,
decantación, obturamiento y gelificación que generan consecuencias no
deseadas.
Durante el proceso de deshidratación de petróleo, es necesario usar químicos
demulsificantes para romper las emulsiones dentro de los tiempos que exige la
operación.
1.5.
METODOLOGÍA.
1.5.1. MÉTODO INDUCTIVO.
Estudiar la variación y el alcance de los problemas de
acumulación de
residuos para que no disminuya el diámetro en el oleoducto, se comprobara
las diferentes clases de pigs que pueden utilizarse y los químicos para
contrarrestar este problema, darle seguimiento para normalizar el caudal del
crudo
4
1.5.2. MÉTODO ANALÍTICO.
Haciendo una recopilación histórica de los distintos tratamientos utilizados y se
presenta una metodología para el control global de la deposición de sólidos y
escombros en los pozos e instalaciones de producción. Para esto se
desarrollo al pig; “Un dispositivo que se mueve a través del interior de una
tubería con el propósito de limpiarla, dimensionarla o inspeccionarla”,
dividiéndolos en dos categorías: Pigs de Limpieza y Pigs de Sellado.
1.6.
TÉCNICAS.
1.6.1. OBSERVACIÓN.
En forma individual se analizara los datos históricos de limpieza por medio de la
corrida de pigs para realizar un seguimiento y obtener mayores resultados.
Actualizar la base de datos por medio de la investigación en el internet de nuevas
técnicas para contrarrestar la acumulación de sólidos y escombros.
1.7.
TIPOS DE INVESTIGACIÓN.
1.7.1. DESCRIPTIVA.
Permite comparar entre dos acciones fenómenos estructuras entre variables y
modos de comportamiento según ciertos criterios
5
1.8.
POBLACIÓN Y MUESTRA.
Siendo la población a investigar pequeña (5 personas), se trabajara con la
totalidad.
1.9.
HIPÓTESIS.
1.9.1. GENERAL.
Si no se conoce las características físico – químicas transportados en el
oleoducto no se puede controlar ni adicionar productos químicos para
disminuir su incidencia.
1.10. VARIABLES.
1.10.1.
DEPENDIENTE.
Se debe realizar una previa inspección al oleoducto estudiando el problema de
acumulación de sedimentos por medio de la corrida de pigs usamos de forma
adecuada químicos a contrarrestar y/o prevenir los daños en la tubería
1.10.2.
INDEPENDIENTE.
A través de optimizar el factor tiempo para la limpieza análisis y
caracterización de residuos en la tubería cuyos datos importantes a ser
6
cuantificados, evitaran la acumulación de sólidos y escombros que promueven
el crecimiento de bacterias que a su vez atacan el oleoducto.
7
CAPITULO II
CAPITULO II
2. MARCO TEORICO.
2.1.
COMPOSICIÓN DEL PETRÓLEO.
El crudo varía mucho en su composición de donde se encuentre su yacimiento
geográficamente y entre mayor sea la relación de contenido entre el carbón y
el hidrógeno, mayor será la cantidad de productos pesados en el crudo. El
petróleo es esencialmente una mezcla de hidrocarburos; pero contienen
pequeñas cantidades de oxígeno, azufre, nitrógeno, vanadio, níquel y cromo.
Los hidrocarburos en el petróleo son primordialmente parafinas, anillos
aromáticos, naftenos, resinas y asfaltenos. Cada uno es una familia individual
de moléculas de hidrocarburo que comparten una característica estructural
común, pero difieren en su tamaño (número de átomos de carbono) o
geometría. Parafinas y naftenos son clasificados como hidrocarburos
saturados debido a que ningún otro hidrogeno puede ser añadido sin quebrar
una unión de un átomo de carbono, y los aromáticos son clasificados como
insaturados, debido a que pueden ser convertidos sus enlaces dobles a
enlaces sencillo mediante un hidrógeno.
2.2.
COMPONENTES DEL PETROLEO.
2.2.1. PARAFINAS.
Las parafinas son los compuestos que presentan la característica de contener
solamente enlaces sencillos. Tienen por formula general CnH2n+2, y este tipo
8
de compuesto puede presentarse en forma lineal o no lineal.
n – decano,
2,4 dimetiloctano,
Figura 2.1. Ejemplos de parafinas.
Fuente: Americarums U., (2004), Refinación del Petróleo.
La concentración de parafinas decrece en las fracciones de altas destilaciones
de los crudos.
2.2.2. NAFTENOS.
Son aquellos que tienen algunos de sus átomos de carbono en forma de
anillo, en el crudo hay una gran variedad de tipos de naftenos, pero a
excepción de los de bajo peso molecular como los ciclohexanos y
ciclopentanos,
generalmente
no
se
clasifican
como
compuestos
independientes.
9
Figura 2.2 Ejemplos de naftenos.
Fuente: Americarums U., (2004), Refinación del Petróleo.
2.2.3. AROMÁTICOS.
Los aromáticos son hidrocarburos químicamente y físicamente muy diferentes
a los dos anteriores, esto se debe, a que en su estructura contienen una
estructura en forma de anillo como el benceno. El cual es un anillo insaturado
pero muy estable y frecuentemente se comporta como un compuesto
saturado.
Figura 2.3. Ejemplos de aromáticos.
Fuente: Americarums U., (2004), Refinación del Petróleo.
10
2.2.4. CONTENIDO DE AZUFRE.
El contenido de azufre junto con la gravedad API son las dos propiedades que
tienen la mayor influencia en el valor del crudo. El contenido de azufre es
Expresado en términos de peso y varía en un rango de 0.1 a 5 %. Crudos con
un contenido de azufre mayor a 0.5% generalmente requieren de un proceso
más extensivo.
El azufre que contiene el petróleo debe de ser reducido por las siguientes
razones:

La aceptabilidad de contenido de azufre máxima contenida en la
alimentación para una reformación catalítica es no mayor a 1 ppm si no
lo desactivan.

Los estándares de contaminación del aire que se señalen en la ley de
cada población.

Si la cantidad de azufre es muy alta durante la desintegración catalítica,
puede llegar a producir dióxido de azufre durante la regeneración del
catalizador y este es liberado a la atmósfera como gas de combustión.

La reducción de azufre reduce la corrosión durante la refinación y
manejo y mejora el olor del producto.

La gasolina con azufre promueve a la corrosión de algunas partes del
motor.
11
Figura 2.4. Moléculas de azufre en asfaltenos.
Fuente: Americarums U., (2004), Refinación del Petróleo.
2.2.5. CONTENIDO DE OXÍGENO.
El contenido total de compuestos de oxígeno es normalmente menor al 2 %;
pero cuando es mayor tal vez se deba a que el petróleo ha sufrido una
prolongada exposición a la atmósfera durante o después de la producción. La
cantidad de oxígeno va aumentando proporcionalmente con el punto de
ebullición del crudo.
12
Figura 2.5 Moléculas de oxigeno en asfaltenos.
Fuente: Americarums U., (2004), Refinación del Petróleo.
2.2.6. CONTENIDO DE NITRÓGENO.
El contenido de nitrógeno en el petróleo cae normalmente en el rango entre
0.1 – 0.9% El daño que produce el nitrógeno es mucho mayor en refinería al
que se esperaría con una cantidad tan pequeña, ya que éste produce un
severo envenenamiento en catalizadores de distintos procesos, en la
desintegración catalítica es fuente de formación de coque. También es
necesaria para lograr una buena estabilidad en los productos y evitar la
emisión de óxidos de nitrógeno a la atmósfera. Crudos que contengan un
porcentaje mayor a 0.25 se le requiere remover éste
13
Figura 2.6. Moléculas de nitrógeno en asfaltenos.
Fuente: Americarums U., (2004), Refinación del Petróleo.
2.2.7. CONTENIDO DE METALES.
Los aceites crudos contienen casi todos los compuestos metálicos de la tabla
periódica.
El porcentaje de vanadio y níquel es muy alto comparado con los demás
metales. Es importante remover estos compuestos debido a que pueden
ocasionar corrosiones, desactivar catalizadores propinando la formación de
coque.
14
Figura 2.7. Moléculas de metales presentes en asfaltenos.
Fuente: Americarums U., (2004), Refinación del Petróleo.
2.2.8. ASFALTENOS.
Son estructuras con un gran sistema polinuclear central aromático el cual
presenta heteroátomos (C, N, O, S), y metales con vanadio, níquel y cadenas
de compuestos alquilos e hidroaromáticos, que se deriva de fuentes
carbonadas como el petróleo y carbón de rocas aceitosas. Este tipo de
compuesto lo definen también como material insoluble en n-pentano o nheptano que se disuelve en solventes como el benceno
15
Figura 2.8. Estructura molecular del asfalteno.
Fuente: Americarums U., (2004), Refinación del Petróleo.
La hidrogenación de productos a partir de compuestos asfálticos que
contienen resinas neutras y asfaltenos produce aceites pesados. Al calentar
por encima de 300-400° C los asfaltenos no se funden, pero se descomponen
formando productos volátiles y coque.
El peso molecular de los asfaltenos se encuentra en un rango de 1000 a
2000000, el reporte de éste varia considerablemente dependiendo del método
y condiciones de medición. Éste compuesto es soluble en líquidos con una
tensión superficial arriba a 25 dyn/cm, como bisulfato de carbono, tetracloruro
de carbono, piridina y benceno.
16
Tabla 2.1. Parámetros estructurales de los asfaltenos.
Fuente: Americarums U., (2004), Refinación del Petróleo.
Este compuesto es además la principal causa de problemas en el
hidrotratamiento de aceites pesados, esto se debe a que durante este
tratamiento aceites y resinas son convertidas rápidamente en fragmentos
pequeños en comparación a los asfaltenos
Estas moléculas son precipitadas en la superficie del catalizador y bloquean la
boca del poro desactivando a éste.
17
2.2.9. CONTENIDO DE IMPUREZAS EN EL PETRÓLEO.
Las impurezas en el petróleo están clasificadas en dos grupos: el primero
constituye las impurezas oleofóbicas que son los constituyentes insolubles en
él y el segundo referido a las impurezas oleofilicas en los que se encuentran
los componentes solubles en el crudo o que forman parte de este.
Tabla 2.2. Contenido de petróleo en la mayoría de petróleos.
IMPUREZAS OLEOFOBICAS
CONTENIDO EN EL CRUDO
10 – 1000
Sales inorgánicas,
1lb sal / 1000 BBL crudo.
0,1 – 2
Agua, % V
Sedimentos,
1 – 1500
1lb sal / 1000 BBL crudo.
CONTENIDO EN EL
IMPUREZAS OLEOFILICAS
PETROLEO
Compuestos de Azufre, % P de S.
0,1 – 6,0
Compuestos Organometálicos, ppm
5 – 400
Ácidos Naftenicos, % V
0,03 – 0,4
Compuestos de Nitrógeno, % V
0,05 – 15
0–2
Compuestos oxigenados no ácidos, % P
Fuente: Calle L., (2008), Química y características del petróleo y productos básicos.
Las impurezas del petróleo que son removidas en los métodos de desalado
son
principalmente
las
oleofóbicas
y
parte
de
los
compuestos
organometálicos.
18
2.3.
PETRÓLEOS PESADOS.
La definición de aceites pesados usualmente se basa en el ° API o en su
viscosidad. Éste término se le denomina normalmente al crudo que contenga
gravedad API menor a 20° y a veces se le clasifica con ese nombre al que
contiene una cantidad de azufre mayor al 2%
Tabla 2.3 Clasificación de los crudos por densidad-gravedad.
Fuente: Americarums U., (2004), Refinación del Petróleo.
2.4.
ESCALAS.
Son
formaciones
inorgánicas
de
carbonatos
provenientes
del
agua
emulsionada en el crudo.
2.5.
LAS PARAFINAS Y LOS ASFALTENOS.
Las parafinas pueden ser macrocristalinas (predominan los n-alcanos) o
microcristalinas (predominan los ciclo e isoalcanos) dependiendo del tipo de
19
crudos. En un asfalto (residuo de fondo de la destilación del crudo) la
naturaleza cristalina y no adherente de las ceras causa efectos negativos
sobre su calidad y performance tales como:

Deformación permanente (rutting).

Promoción de cracking a bajas temperaturas.

Reducción de la adherencia a los agregados.
Es por estas causas que el contenido de parafinas se especifica en los
bitúmenes.
Dependiendo del origen del bitumen las parafinas pueden contener naldecanos en el rango C15-C57 acompañados por iso y cicloalcanos en
diferentes proporciones en cantidades totales variables entre 1 y 7% del
bitumen.
2.5.1. FENÓMENOS DE CRISTALIZACIÓN DE PARAFINAS.
Las parafinas son esencialmente mezclas de largas cadenas lineales
hidrocarbonadas (n-parafinas), algunas de ellas caracterizadas por poseer
adicionalmente un conjunto de cadenas ramificadas y presencia de alicíclicos,
aromáticos y anillos condensados que modifican sus propiedades de flujo.
Durante la cristalización las estructuras sólidas ordenadas son producidas a
partir de una fase desordenada o solución diluida mediante tres procesos
conocidos como nucleación, crecimiento y aglomeración los cuales deben ser
considerados separadamente.
Cuando la temperatura de la solución líquida disminuye hasta el punto nube, la
energía de movimiento molecular se incrementa generándose aproximaciones
20
entre los cristales que han iniciado su formación y consecuente agregación de
cadenas adyacentemente alineadas.
Las moléculas de parafina continúan adhiriéndose hasta formar cristales
ordenados. Estos cristales forman núcleos que alcanzan un tamaño crítico y
llegan a ser estables dando inicio la fase de nucleación.
Una vez los núcleos son formados y la temperatura es mantenida cercana al
punto de nube, moléculas adicionales precipitan sucesivamente sobre los sitios
nucleados y llegan a ser parte de las estructuras laminares crecientes. Este
mecanismo es llamado proceso de crecimiento.
La caracterización química de los crudos tiene como propósito determinar los
componentes que potencian la precipitación de parafinas. La relación contenido
de parafina y gas disuelto en el crudo tienen marcado efecto en la cristalización y
velocidad de deposición de parafinas.
La pérdida de livianos o gases en el crudo acelera el proceso de cristalización,
modificando los procesos de nucleación, crecimiento y aglomeración y, por
consiguiente, aumenta el punto de nube, el punto de fluidez y modifica el
comportamiento reológico.
Como consecuencia de este último se tiene un aumento en el esfuerzo de
fluencia, mayor viscosidad y tendencia a la precipitación y cristalización de
parafinas sobre superficies de oleoductos reduciendo su capacidad efectiva.
Los cristales generados pueden ser depositados como placas, agujas,
esférulas o mezcla de éstas, determinando fuerzas de absorción y propiedades
de adhesión que mantienen el depósito de parafina fijo sobre una superficie.
21
2.6.
EFECTO DE LOS ASFALTOS EN EL CRUDO.
Desde hace unos 70 años, se sabe que asfáltenos, resinas y las parafinas
macrocristalinas (ciclo e isoalcanos) de alto peso molecular, juegan un
importante rol en la tendencia a cristalizar de las ceras (parafinas macro y
microcristalinas). La interrelación de estas especies es la causa de fenómenos
tales como la existencia de temperaturas de escurrimiento máximas y
mínimas.
Los aditivos conocidos como mejoradores de flujo (FI) alternativamente
conocidos como depresores del punto de escurrimiento (PDP) o modificadores
de cristales de parafinas, son capaces de reducir el crecimiento de los mismos
por intertraba (interlocked) o intercresimiento. Los asfáltenos y las resinas,
junto con la fracción aromática polar del crudo son también importantes
factores modificadores del comportamiento al flujo de los petroleros.
Tabla 2.4. Crudo conteniendo 11.7% (A) y 10.5% (B) de parafinas.
Crudo sin tratar
Crudo desfaltado y
deresinado
A
B
33°C
33°C
22.5
5
Punto de Escurrimiento
Yield Valve a 30°C (dyn/cm2)
A
30°C
2
B
30°C
10
Asfáltenos 1
3.5%
2.4%
0%
0%
Resinas
14.5%
12%
0%
0%
Fuente: Ramos F, (2011), Procedimiento de Laboratorio para la extracción de parafinas.
La microestructura de los asfáltenos consiste en hidrocarburos aromáticos
polinucleares con cadenas laterales alquílicas en una estructura laminar.
22
Estas láminas se encuentran rodeadas por el medio dispersante asociado
como agregados o micelas. Benceno, Xileno y tetracloruro de carbono son
buenos solventes de asfáltenos, su agregado al crudo:

Destruye la micela de asfáltenos.

Diluye el crudo.
Los solventes que reducen el tamaño y el número de cristales formados a baja
temperatura, también permiten que las mismas funden o disuelven a muy
bajas temperaturas. En concentraciones de 2000 y 4000 ppm los puntos de
fusión de las parafinas aumentan entre 20 y 30°F.
Tabla 2.5. Fusión de parafinas.
Con. Solvente
Punto Enturbiamiento
Punto escurrimiento
0
126°F
56.5°F
2000 ppm
100.4°F
56.5°F
4000 ppm
109.4°F
56.8°F
Fuente: Ramos F, (2011), Procedimiento de Laboratorio para la extracción de parafinas.
23
(a)
(b)
(d)
(c)
Figura 2.9. Estructura de algunos asfaltenos.
Fuente: Delgado J. (2006), Asfaltenos, composición, agregación, precipitación.
La determinación de la estructura molecular de los asfaltenos se
realiza mediante diversas técnicas analíticas, entre las más importantes
se tiene difracción de rayos X, resonancia magnética nuclear, absorción
óptica, espectroscopia molecular de fluorescencia, difracción de neutrones a
pequeños
ángulos,
espectroscopia
de
masas,
ultracentrifugación,
microscopía de sonda de barrido, hidrogenación, oxidación, entre otras. Los
24
resultados de muchas de estas técnicas convergen para asfaltenos que
contienen de 4 a 10 anillos aromáticos.
Los metales, como níquel y vanadio, aunque han sido detectados en las
fracciones asfalténicas en cantidades importantes, son difíciles de integrar a
la estructura del asfalteno. Estos metales se encuentran comúnmente en las
porfirinas, pero aún se desconoce si estas son parte o no de la estructura de
los asfaltenos.
Es difícil determinar el peso molecular promedio de un asfalteno debido a la
asociación entre las moléculas individuales. Las micelas de asfaltenos, se
aglomeran en forma de partículas ramificadas debido al precipitante
introducido. Incluso en soluciones diluidas, los asfaltenos tienden a
asociarse; debido a esto, los resultados de las mediciones de los pesos
moleculares de asfaltenos aglomerados son muy diferentes al peso
molecular de un solo asfalteno.
Sin embargo, estudios realizados empleando técnicas de depolarización
fluorescente han demostrado que el peso molecular de una molécula de
asfalteno se encuentra entre valores de 500 a 1000, y un diámetro que
oscila entre 10 y 20 Å.
También se ha establecido que el benceno (cuya constante dieléctrica
es baja y su parámetro de solubilidad de disolvente es mínimo) no varía los
pesos moleculares con el cambio de concentraciones asfalténicas.
El uso de disolventes altamente polares (parámetros de solubilidad altos),
tales como la piridina, causan variaciones significativas en los pesos
moleculares de los asfaltenos.
2.6.1. Agregación y deposición de asfaltenos.
Se presume que los asfaltenos, considerados como la fracción pesada del
25
crudo, se encuentran en suspensión coloidal en el petróleo, debido a que la
superficie de las partículas asfalténicas, dispersas en una fase continua
como es el aceite, se encuentra totalmente rodeada de resinas en forma
micelar. Estos se difunden en
el crudo siguiendo un
aleatorio conocido como movimiento Browniano.
movimiento
Las resinas son las
responsables de mantener separados a los asfaltenos manteniendo al
sistema en estabilidad, debido a que la fuerza de repulsión electrostática es
mayor que la fuerza de atracción de Van der Waals.
Sin embargo, si a este sistema en estabilidad coloidal se le inyecta un
solvente
ionizador
(como
n-pentano, tolueno, etc.) o existe alguna
perturbación físico-química ocasionada en el campo petrolífero (como las
que suceden en la producción de pozos), se provoca que la concentración
de moléculas de resina cambie, ya que algunas resinas abandonan la
micela, alterando la estabilidad de las partículas asfalténicas suspendidas
en el aceite y causando la debilitación de las fuerzas repulsivas,
provocando una interacción mutua entre asfaltenos. A este fenómeno se
le conoce como agregación, que es el proceso en el que las partículas
individuales o cúmulos de partículas se adhieren a otras partículas de
asfaltenos o cúmulos, haciendo que los agregados crezcan.
Conforme el proceso de agregación transcurre en el tiempo, el número de
partículas individuales y cúmulos asfalténicos disminuye, debido a que se
juntan para formar agregados más grandes y pesados. Además, elementos
externos, tales como la gravedad, adsorción, etc., ocasionan que las
partículas y agregados asfalténicos tiendan a precipitarse hacia al fondo y a
pegarse a las paredes de las tuberías. A este fenómeno se le conoce como
deposición orgánica, como podemos observar en la fiugra 2.10., (a)
Asfaltenos en estado coloidal, peptizados por resinas. (b) Después de
inyectar un solvente ionizador (representado por el color gris), las resinas
abandonan a los asfaltenos. (c) Si en su recorrido dos asfaltenos hacen
26
contacto en áreas libres de resina, entonces quedan pegados formando
cúmulos. (d) Cuando el tamaño de los cúmulos aumenta se vuelven menos
difusivos y pesados, y tienden a depositarse en el fondo
(a)
(c)
(b)
(d)
Figura 2.10. Fenómeno de Agregación de Asfaltenos.
Fuente: Delgado J. (2006), Asfaltenos, composición, agregación, precipitación.
Los parámetros que gobiernan la agregación de asfaltenos son la
composición del petróleo, la temperatura y la presión en la que se
encuentra el crudo. La alteración de alguno de estos parámetros
27
provocará la inestabilidad del sistema, que se traducirá en agregación de
asfaltenos y dará lugar a la formación de un material insoluble en el crudo
líquido.
La dilución del petróleo con un alcano ligero, tal como n- pentano,
produce un crecimiento en la afinidad entre las resinas y los componentes
del crudo sin incluir a los asfaltenos, lo que rompe el equilibrio del
sistema.
Entonces algunas resinas son removidas de la micela resina-asfalteno,
dando lugar al fenómeno de agregación entre asfaltenos. Cuando la
temperatura del crudo disminuye el poder de solubilización de los
componentes del petróleo, sin considerar a los asfaltenos, también
disminuye. Entonces algunas micelas resina- asfalteno se desestabilizan y
se agregan entre ellas formando grandes cúmulos.
Bajo condiciones isotérmicas, la disminución de la presión del crudo
se
asocia
con
la disminución de la densidad del fluido y,
correspondientemente con la disminución de la solubilidad. La separación
promedio entre las moléculas de la fase líquida y las micelas de resinaasfalteno es mayor en densidades bajas.
2.7.
EFECTOS DE LOS ASFALTENOS SOBRE LA CRISTALIZACIÓN DE
LAS PARAFINAS.
La reducción de las solución de las parafinas de alto peso molecular comienza
a observarse en el punto de enturbiamiento o wat en el cual comienza la
cristalización dando lugar a una estructura 3D de morfología compleja. La
porción de sólidos necesarios para construir una estructura estable comienza
en el rango del 2% p/p.
28
La estructura (network) entrampa petróleo y otro material. (al igual que sucede
con las biopelículas bacterianas) dando lugar a un “gel parafinoso” que tiende
a hacerse más rígido con el tiempo.
Los asfáltenos floculados (separados de su estructura estable que es micela)
pueden proveer sitios adicionales de cristalización para las parafinas.
Sabemos que los depósitos de parafinas y fondos de tanque son, casi sin
excepción mixtos. Hemos vistos también que los asfáltenos afectan la reología
de los crudos parafinosos.
Existe un delicado equilibrio entre asfáltenos – resinas – parafinas. Parece son
que una vez alcanzada una concentración critica, no puede lograrse una
dispersión completa en la fracción saturados + aromáticos y el asfalteno tiende
a flocular.
Los asfáltenos, una vez floculados, se empaquetan junto con los sitios de
interacción de parafinas y junto con los sitios de interacción de parafinas y
coprecipitan en sitios aun accesibles.
Para las parafinas, es muy difícil construir una adecuada estructura dentro del
sistema parafina – asfalteno desorganizada.
2.8.
ESTUDIO
DE
LOS
FENÓMENOS DE CRISTALIZACIÓN DE
PARAFINAS EN EL COMPORTAMIENTO FLUIDODINÁMICO DE
CRUDOS.
Los resultados obtenidos al relacionar la formación de cristales de parafina con
las mediciones tradicionales de punto de nube, punto de fluidez y viscosidad
demuestran la importancia de analizar primeramente las interacciones entre la
naturaleza química de los crudos, las variables físico – químicas y
fluido
dinámicas que dan lugar a diferentes formas y velocidades de cristalización.
29
Adicionalmente, no sólo debe tomarse el valor puntual de la viscosidad a una
cierta temperatura, sino el comportamiento reológico de los crudos durante el
proceso de formación y destrucción de los cristales a causa de las
velocidades de deformación. Para efectuar este estudio, se seleccionó un
grupo de crudos parafínicos, los cuales se caracterizaron teniendo en cuenta
los parámetros antes mencionados e igualmente se sometieron a distintas
velocidades
de
enfriamiento
para
observar
microscópicamente
las
morfologías resultantes, y a la vez relacionarlas con el comportamiento
reológico, en un rango de condiciones similares a las que se pueden obtener
durante el transporte de hidrocarburos por oleoductos.
Conocer y entender los fenómenos que intervienen en la cristalización de
parafinas y su consecuente deposición da como resultado la generación de
alternativas de tratamiento que dependan más de condiciones fluido dinámicas,
(caudales, velocidades de bombeo, sistemas de agitación y homogenización),
evitando y/o minimizando así el uso de aditivos inhibidores y dispersantes de
parafinas, modificadores o depresores de punto de fluidez, tratamientos
térmicos, electromagnéticos, etc.
La cristalización es el comienzo del fenómeno de generación de re- des
cristalinas o “geles” por un simultáneo descenso en la temperatura del crudo
(expansión adiabática).
La solubilidad de la parafina en el crudo decrece con el incremento de la
fracción pesada y asfáltenos. Ejercen un papel de depresores y modificadores
naturales de los cristales de parafina. En estado coloidal, los asfáltenos
previenen la cristalización intensiva de parafinas de la solución de petróleo
(crecimiento pobre del cristal y poca afinidad para adherirse unos a otros) con
lo que se disminuyen las características de deposición.
Crudos con alto contenido de parafinas y alto contenido de asfáltenos
generalmente no presentan problemas de deposición de parafinas
30
2.9.
CAUSAS QUIMICAS DE LOS DEPOSITOS EN LA TUBERIA.
2.9.1. MECANISMOS DE DEPOSICIÓN.
El tipo y la cantidad de depósitos de compuestos orgánicos pesados del
petróleo varían dependiendo de los hidrocarburos presentes, y de la
cantidad relativa de cada familia orgánica involucrada.
En general la deposición de asfaltenos se puede explicar detalladamente
con base en cuatro efectos (mecanismos):
1) Efecto de la polidispersidad,
2) Efecto estérico coloidal;
3) Efecto de agregación y;
4) Efecto electrocinético.
Uno o más de estos mecanismos puede describir la deposición de
asfaltenos
durante
los
procesos
de
producción,
transporte
ó
procesamiento de crudo.
31
Figura 2.11. SOTE (Sistema de Oleoducto Transecuatoriano).
2.10.
AGREGACIÓN DE ASFALTENOS EN SOLVENTES ORGÁNICOS.
Las partículas de asfaltenos se encuentran en el petróleo disueltas en forma
de coloide estérico o en forma micelar dependiendo de la polaridad del
solvente en el cual se encuentren.
Un coloide estérico se forma cuando una partícula (asfalteno) insoluble en el
medio, es estabilizada en la solución por adsorción de polímeros (resinas)
en su superficie. La capa de resina puede, en un solvente adecuado,
impedir que las partículas de asfaltenos se agreguen, contrarrestando las
fuerzas de atracción de van der Waals.
32
Figura 2.12. Petróleo con asfaltenos.
Una micela es una estructura geométrica que se forma cuando se
agregan moléculas en solución (en este caso asfaltenos) debido a sus
fuerzas de interacción física; la micelización es un fenómeno de
autoasociación originalmente observado
en materiales tensoactivos en
solución acuosa.
Estos materiales tensoactivos, conocidos como surfactantes, tienden a
agruparse
en
micelas de
diferentes
formas
(esféricas,
discoidales) y a mantenerse suspendidas en solución, este
sólo
ocurre
cuando
la
concentración
de
surfactante
cilíndricas,
fenómeno
excede
la
concentración micelar crítica (CMC).
Si se aumenta la concentración de surfactante sobre la CMC, y el solvente
es el apropiado, buena parte de las micelas se separan en una nueva fase;
se crean entonces dos fases líquidas a partir de una solución homogénea:
una rica y otra pobre en micelas. La fase rica en micelas en estado disperso
33
se presenta como gotas amorfas de líquido llamadas gotas de coacervado;
con el tiempo las gotas coalescen y forman una capa de líquido homogénea
rica
en micelas denominada coacervado que puede ser depositada y
separada.
La coacervación y separación de fases en medio acuoso u orgánico,
envuelve muchas propiedades, materiales y procesos tales como agentes
inductivos de la separación de fases, velocidad de agitación, características
del polímero, velocidad de calentamiento o enfriamiento, entre otros.
En el caso de los asfaltenos en solventes orgánicos este proceso puede
ocurrir y es posible representarlo de manera sencilla como:
MOLECULAS
MICELA
COACERVADO ASFALTENICO
Las partículas de asfaltenos están disueltas en el petróleo, como coloides
estéricos o en forma micelar, dependiendo de su tamaño, y de la presencia
de otras moléculas (parafinas, aromáticos, resinas, etc.).
Los
agregados
asfalténicos
pueden
tomar
diferentes
formas,
dependiendo del tamaño de las partículas, su polaridad y de la polaridad
del solvente; pequeñas partículas de asfaltenos pueden ser disueltas en
fluidos petroleros, mientras que partículas relativamente grandes pueden
flocular debido a la presencia de parafinas, formando agregados al azar.
Esta floculación es irreversible.
34
Asfaltenos
Asfaltenos Floculados
Figura 2.13. Floculación de asfaltenos inducida por la presencia de
parafinas.
Fuente: Delgado J. (2006), Asfaltenos, composición, agregación, precipitación.
Se ha observado la presencia de microestructuras organizadas del tipo
micelar en soluciones de asfaltenos en solventes aromáticos, tales como:
tolueno, nitrobenceno, piridina, quinolina, etc.
El incremento de la concentración de asfaltenos en solventes orgánicos
aromáticos, fomenta la formación de micelas, coacervados y finalmente la
separación de los asfaltenos en una nueva fase.
Aromáticos
Asfaltenos
Figura 2.14. Micelización de asfaltenos en solventes aromáticos.
Fuente: Delgado J. (2006), Asfaltenos, composición, agregación, precipitación.
35
Muestra el fenómeno de coacervación que ocurre cuando la concentración
de asfaltenos es lo suficientemente elevada
Figura 2.15. Coacervación de micelas de asfaltenos debido al incremento en
la concentración en solventes aromáticos.
Fuente: Delgado J. (2006), Asfaltenos, composición, agregación, precipitación.
Varios estudios se han enfocado en determinar la concentración de
agregación crítica (CAC), lo que hasta ahora se ha denominado
concentración micelar crítica (CMC) de soluciones de asfaltenos,
utilizando varias técnicas como medición de tensión superficial, calorimetría,
osmometría de presión de vapor y viscosidad, encontrando valores que
oscilan entre 0,6 y 15 g/L en concentración de asfalteno en solventes
aromáticos.
Se muestra la curva tensión superficial vs logaritmo de la concentración
para un sistema de asfalteno en ciclohexano.
36
Tensión superficial (mN/m)
Tensión Superficial (mN/m)
Figura 2.16. Concentración micelar crítica para asfalteno en ciclohexano a
25 ºC.
Fuente: Delgado J. (2006), Asfaltenos, composición, agregación, precipitación.
Se correlaciona el valor experimental de la CMC de diferentes sistemas
de asfaltenos y solventes orgánicos, con el parámetro de interacción de Flory
– Huggins (χ), expresado en términos del parámetro
de solubilidad de
Hildebrand como sigue
[1.1]
37
Donde:
a y s: son los parámetros de solubilidad para el asfalteno y el solvente
respectivamente
Vs: es el volumen molar del solvente a la temperatura T.
El parámetro de solubilidad de los asfaltenos se estima usando la
ecuación derivada por van Krevelen para carbones:
[1.2]
Donde:
Vc: es el volumen molar por átomo de carbono;
H/C, O/C y S/C: son las relaciones atómicas de hidrógeno, oxígeno y
azufre respecto al carbono en el asfalteno.
a: es la aromaticidad, relación entre el número de carbonos aromáticos
y el número total de carbonos.
38
Parámetro de interacción de Flory – Huggins (χ)
Figura 2.17. CMC como función del parámetro de interacción de Flory –
Huggins
Fuente: Delgado J. (2006), Asfaltenos, composición, agregación, precipitación.
Se han realizado estudios de SANS (Small-Angle Neutron Scattering)
para determinar la estructura de las micelas de asfaltenos en solución,
para lo cual la función de distribución de intensidad de dispersión viene
dada por:
[1.3]
39
Donde:
Np: es el número de densidad de las partículas (en este caso micelas de
asfaltenos),
Δρ: es el contraste de la dispersión entre las partículas y el solvente,
Vp: es el volumen de partícula.
P(Q): es el factor de estructura de la partícula gobernado por su forma,
tamaño y polidispersidad.
S(Q): es el factor de estructura interpartícula y es gobernado por la
correlación interpartícula.
Q: es el momento transferido ((4π / λ) sen (θ / 2)).
Para partículas esféricas, Δρ puede describirse con la distribución de
tamaños de Schultz:
[1.4]
Donde:
⟨R⟩ y z: parámetros de polidispersidad,
C: es la concentración
A: un prefactor propio del modelo.
40
La aplicación del modelo de distribución de Schultz para partículas
esféricas se adapta mejor que el de partículas cilíndricas, por tanto se
presume la esfericidad de las micelas de asfaltenos.
Se muestra la curva función de distribución de intensidad de dispersión vs
vector de dispersión para un ajuste esférico del modelo ya mencionado
y para el modelo monodisperso cilíndrico.
Figura 2.18. Ajuste de datos de SANS usando el modelo esférico de
Schultz (línea continua) y el modelo cilíndrico monodisperso (línea
punteada).
Fuente: Delgado J. (2006), Asfaltenos, composición, agregación, precipitación.
La forma de las micelas asfalténicas en solventes aromáticos (tolueno)
depende de la temperatura, una vez que se ha sobrepasado la
concentración micelar crítica.
La CMC para soluciones de asfaltenos en solventes aromáticas se ve
claramente influenciada por la
temperatura,
donde
se
refleja
la
41
exotermicidad de la agregación de las moléculas asfalténicas en el seno
de la fase orgánica; el quiebre en la curva refleja la débil actividad
Tensión Superficial (mN/m)
superficial de tales fracciones.
Figura
Concentración de Asfaltenos ( g/L)
2.19. Tensión superficial vs concentración de asfaltenos en
tolueno a diferentes temperaturas.
Fuente: Delgado J. (2006), Asfaltenos, composición, agregación, precipitación.
La micelización de los asfaltenos también puede determinarse por
cambios en la viscosidad de la solución.
42
Viscosidad relativa
Concentración mg/g
Figura 2.20. Viscosidad relativa vs concentración de asfaltenos en 1metilnaftaleno.
Fuente: Delgado J. (2006), Asfaltenos, composición, agregación, precipitación.
El primer punto de quiebre en la gráfica representa la agregación
inicial de los asfaltenos, comienzan a formarse las micelas (CMC); el
segundo cambio de pendiente representa la completa micelización o
como también se le llama el punto de separación de los coacervados
2.11. CORROSIÓN.
La corrosión se define como el deterioro de un material a consecuencia de
un ataque electroquímico por su entorno.
43
De manera más general, puede entenderse como la tendencia general que
tienen los materiales a buscar su forma más estable o de menor energía
interna.
Siempre que la corrosión esté originada por una reacción electroquímica
(oxidación), la velocidad a la que tiene lugar dependerá en alguna medida
de la temperatura, de la salinidad del fluido en contacto con el metal y de
las propiedades de los metales en cuestión.
Otros materiales no metálicos también sufren corrosión mediante otros
mecanismos.
Lo que provoca la corrosión es un flujo eléctrico masivo generado por las
diferencias químicas entre las piezas implicadas.
La
corrosión
es
un
fenómeno
electroquímico.
Una
corriente
de
electrones se establece cuando existe una diferencia de potenciales entre
un punto y otro.
Cuando desde una especie química cede y migran electrones hacia otra
especie, se dice que la especie que los emite se comporta como un ánodo y
se verifica la oxidación, y aquella que los recibe se comporta como
un cátodo y en ella se verifica la reducción.
Para
que
haya
corrosión
electroquímica,
además
del ánodo y
el cátodo debe haber un electrólito (por esta razón, también se suele
llamar corrosión húmeda, aunque el electrólito también puede ser sólido).
La transmisión de cargas eléctricas es por electrones del ánodo al cátodo
(por medio del metal) y por iones en el electrólito. Este par de metales
constituye la llamada pila galvánica, en donde la especie que se oxida
(ánodo) cede sus electrones y la especie que se reduce (cátodo) acepta
44
electrones. Al formarse
la pila
galvánica,
el
cátodo
se polariza
negativamente, mientras el ánodo se polariza positivamente.
La corrosión metálica química es por ataque directo del medio agresivo al
metal, oxidándolo, y el intercambio de electrones se produce sin necesidad
de la formación del par galvánico.
Figura 2.21. Esquema de oxidación del hierro.
Fuente: Cabalín R., (2004), Corrosión.
Figura 2.22. Efectos de la oxidación del hierro.
Fuente: Cabalín R., (2004), Corrosión.
45
2.11.1.
PROTECCIÓN CONTRA LA CORROSIÓN.
2.11.1.1. Elección del material.
La primera idea es escoger todo un material que no se corroa en el
ambiente considerado. Se pueden utilizar aceros inoxidables, aluminios,
cerámicas, polímeros (plásticos), FRP, etc. La elección también debe tomar
en cuenta las restricciones de la aplicación (masa de la pieza, resistencia a
la deformación, al calor, capacidad de conducir la electricidad, etc.). Cabe
recordar que no existen materiales absolutamente inoxidables; hasta el
aluminio se puede corroer.
2.11.1.2. Dominio del ambiente.
Cuando se trabaja en ambiente cerrado (por ejemplo, un circuito cerrado de
agua), se pueden dominar los parámetros que influyen en la corrosión;
composición química (particularmente la acidez), temperatura, presión. Se
puede, agregar inhibidores de corrosión. El inhibidor utilizado dependen
tanto del metal a proteger como del medio, y un inhibidor que funciona bien
en un determinado sistema puede incluso acelerar la corrosión en otro
sistema.
2.11.2.
INHIBIDORES DE LA CORROSIÓN.
Aditivo que protege las superficies metálicas contra el ataque químico por
agua y otros contaminantes.
Hay varios tipos de inhibidores de corrosión:
46

Compuestos
polares
que
cubren
las
superficies
de
metal
preferencialmente, protegiéndolas con una película de aceite.

Otros compuestos pueden absorber el agua incorporándose a ella
como una emulsión del tipo agua en aceite, para que sólo el aceite
toque las superficies del metal.

Otros tipos de inhibidores de corrosión se combinan químicamente
con el metal, para formar una superficie no reactiva.

Compuesto químico orgánico o inorgánico que al fijarse en el cuerpo
del equipo forma una película entre este y el medio corrosivo,
disminuyendo la velocidad de corrosión.

El uso de las etanolaminas es típico en algunos combustibles para
proteger los sistemas de contención (como tuberías y tanques).Y
además la inhalación es mala para los pulmones.
Figura 2.23. Efectos de la corrosión.
Fuente: Cabalín R., (2004), Corrosión.
47
2.11.3.
TIPOS DE CORROSIÓN.
2.11.3.1. General o Uniforme.
Donde la corrosión química o electrolítica actúa uniformemente sobre toda
la superficie del metal, produciendo el adelgazamiento uniforme producto de
la pérdida regular del metal superficial.
2.11.3.2. Galvánica.
La corrosión Galvánica es una de las más comunes que se pueden
encontrar. Es una forma de corrosión acelerada que puede ocurrir cuando
metales distintos (con distinto par redox) se unen eléctricamente en
presencia de un electrolito.
Figura 2.24. Solución conductiva.
Fuente: Cabalín R., (2004), Corrosión.
48
El ataque galvánico puede ser uniforme o localizado en la unión entre
aleaciones, dependiendo de las condiciones.
Quizá la problemática mayor sobre corrosión esté en que al ser este caso
bastante común se presente en variadas formas y muy seguido.
Por ejemplo, la corrosión de tuberías subterráneas se puede producir por la
formación de una pila galvánica en la cual una torre de alta tensión
interactúa con grafito solidificado y soterrado, con un terreno que actúe de
alguna forma como solución conductiva.
2.11.3.3. Corrosión por fisuras o “CREVICE”.
La corrosión por crevice o por fisuras es la que se produce en pequeñas
cavidades o huecos formados por el contacto entre una pieza de metal igual
o diferente a la primera, o más comúnmente con un elemento no- metálico.
En las fisuras de ambos metales, que también pueden ser espacios en la
forma del objeto, se deposita la solución que facilita la corrosión de la pieza.
Se dice, en estos casos, que es una corrosión con ánodo estancado, ya que
esa solución, a menos que sea removida, nunca podrá salir de la fisura.
Además, esta cavidad se puede generar de forma natural producto de la
interacción iónica entre las partes que constituyen la pieza.
49
Figura 2.25. Cavidad producto de la interacción iónica.
Fuente: Cabalín R., (2004), Corrosión.
Algunas formas de prevenir esta clase de corrosión son las siguientes:

Rediseño del equipo o pieza afectada para eliminar fisuras.

Cerrar las fisuras con materiales no-absorventes o incorporar una barrera
para prevenir la humedad.

Prevenir o remover la formación de sólidos en la superficie del metal.
2.11.3.4. Corrosión por picadura o “PITTING”.
Es altamente localizada, se produce en zonas de baja corrosión
generalizada y el proceso (reacción) anódico produce unas pequeñas
“picaduras” en el cuerpo que afectan. Puede observarse generalmente en
superficies con poca o casi nula corrosión generalizada. Ocurre como un
50
proceso de disolución anódica local donde la pérdida de metal es acelerada
por la presencia de un ánodo pequeño y un cátodo mucho mayor.
2.11.3.5. Corrosión Electroquímica.
La corrosión electroquímica es debida a la circulación de electrones entre
zonas de diferente potencial, en contacto con el medio conductor. Esta
diferencia de potencial puede darse entre dos puntos de un mismo material
en cuyo caso la diferencia de potencial no acostumbra a ser elevada o entre
diferentes metales dando lugar a una pila galvánica en la que la corriente de
corrosión es importante.
Figura 2.26. Corrosión electroquímica.
Fuente: Cabalín R., (2004), Corrosión.
51
2.11.3.6. Corrosión Microbiológica (MIC).
Es uno de los tipos de corrosión electroquímica en la cual organismos
biológicos presentes en el agua actúan en la superficie del metal,
acelerando el transporte del oxígeno a la superficie del metal, acelerando o
produciendo, en su defecto, el proceso de la corrosión.
La MIC se produce generalmente en medios acuosos en donde los metales
están sumergidos o flotantes. Por lo mismo, es una clase común de
corrosión.
Figura 2.27. Efectos de la corrosión microbiológica.
Fuente: Cabalín R., (2004), Corrosión.
2.12. ¿CÓMO FUNCIONAN LOS QUÍMICOS QUE SE UTILIZAN EN LA
INDUSTRIA DEL PETRÓLEO?
Los productos químicos (en adelante químicos) que se emplean en la
industria del petróleo y gas son importantes auxiliares en la performance de
las instalaciones mecánicas.
52
Figura 2.28. Inhibidor de corrosión.
Sin embargo, la alianza de medios mecánicos y medios químicos es
variable en cuanto a su aplicación.
Algunos problemas se solucionan con medios mecánicos y los químicos
contribuyen a mejorar la función de los primeros en cuanto al tiempo de
tratamiento. Por ejemplo los demulsificantes en las PTC.
Algunos problemas se solucionan con medios mecánicos o químicos
alternativamente. Por ejemplo los depósitos de parafinas en tubing pueden
removerse por medios mecánicos (wire line con scrapers) o con medios
químicos (hot oil).
53
Figura 2.29. Remoción por medios mecánicos (scrapers).
Algunos problemas solo se solucionan con medios mecánicos. Por
ejemplo la separación del agua libre en la entrada de la PTC requiere de
un adecuado FWKO y no de químicos.
Finalmente, los problemas vinculados con la deposición de asfáltenos solo
se solucionan con químicos (solventes o dispersantes).
Es probable que dos de las causas por las cuales el uso de los medios
mecánicos más químicos no sea el óptimo se deban a que:

Quienes proveen medios mecánicos los diseñan en base de las
propiedades más bien físicas de los fluidos. Por otro lado, quienes
proveen químicos se basan en las propiedades químicas de los fluidos.
54

La “carga” a tratarse es variable: más agua emulsionada y/o libre, arena,
etc.
Rediseñar
y
reemplazar
medios
mecánicos
adecuándolos
permanentemente es más costoso cuando no se justifica por aumentos
de capacidad de tratamiento.
Solo en gas, donde es frecuente encontrar verdaderos procesos químicos
por ejemplo en la remoción de gases ácidos con químicos, los recursos
mecánicos y químicos logran su óptima complementación.
2.12.1.
QUÍMICOS
USUALES
EN
LA
PRODUCCIÓN
DEL
PETRÓLEO.
2.12.1.1. Los químicos para problemas con parafinas.
Acerca del problema.
Las parafinas son compuestos químicos del petróleo que se encuentran
formando parte del mismo en proporciones variables
En reservorio se encuentran disueltas en el resto de los fluidos, la
explotación hace que se pierdan extremos livianos muy solventes de los
mismos (etano, propano, butanos, pentanos y hexanos) y que el fluido se
enfrié.
Los hidrocarburos no parafínicos (aromáticos fundamentalmente) y los
parafínicos con átomos de carbono hasta C15 aproximadamente, pierden
poder solvente para con las parafinas (superiores de C15) y las mismas se
separan insolubles en fondo de pozo, líneas (tubing), separadores y
tanques. Las parafinas acompañan al fraccionamiento del petróleo y se
concentran en algunas fracciones tales como gas oil y fuel oil.
55
Figura 2.30. Parafinas en Oleoducto.
Los químicos.
Para tratar el problema de las parafinas, el productor recurre a tres tipos de
químicos:
1. Los inhibidores de deposición de parafinas: La función central de los
llamados inhibidores de deposición de parafinas es ingresar a la
estructura de los depósitos de parafinas y alterar las propiedades de
adherencia a la superficie de las mismas. Un depósito viaja con la
56
corriente o no lo hace pero no se adhiere. Lo que buscamos con este tipo
de químicos es eso, por dos razones:

Porque las parafinas separadas restan a la producción ya que su
remoción implica en general segregarlas del circuito.

Porque las parafinas “incrustadas” restringen las secciones de
flujo,
obstruyen
medios
mecánicos
y
provocan
otras
consecuencias.
Idealmente, un inhibidor debilita el depósito permitiendo su remoción y
transporte por las fuerzas de flujo presentes en el sistema.
Son típicamente polímeros (compuestos de carbono, hidrogeno y
nitrógeno) de alto peso molecular con estructuras afines a las parafinas.
Generalmente no proporcionan 100% de inhibición.
2. Los mejoradores de flujo de petróleo (ppd): Conocido como el de los
depresores de punto de fluidez o PPD (pour point depressors). Este
grupo funciona mejorando sus propiedades de flujo y las de formación de
gel del petróleo en temperaturas más bajas que las temperaturas de
aparición de los cristales de parafinas insolubles.
Las PPD actúan incorporándose a la red de parafinas (las parafinas
cristalizan de forma similar a como lo hacen las sales inorgánicas aunque
los cristales presentan menor resistencia mecánica a la rotura que los
compuestos inorgánicos).
La incorporación de los PPD al crudo causan una estructura en red
debilitada que facilita el quiebre de la red por las fuerzas del flujo. Ambos
57
efectos, reducción del cloud point y debilitamiento de la red llevan a una
mejora de las propiedades de flujo como reducción de la viscosidad.
3. Los removedores y dispersantes: Su función es dispersar, penetrar y
quebrar los depósitos de parafinas. Se centra en evitar que los depósitos
de parafina se aglomeren (crezcan), depositen aguas abajo del lugar
donde se forman. Pueden formularse para dispersar parafinas en
solución de petróleo (hidrocarburos) o en agua, en estos se necesita un
efecto humectante extra para que las parafinas se dispersen en la fase
acuosa.
Existen en el mercado también químicos denominados mejoradores de
flujo (flow improvers) que apuntan a mejorar hidráulica del crudo y sus
derivados en régimen turbulento. Son, en esencia reductores de pérdida
de carga que, en el caso de los crudos con parafinas mejoran su
performance en flujo.
La estructura y composición de los dispersantes de parafinas es similar a
la de los mejoradores de flujo en algún aspecto y diferente en otros. Los
PPD típicamente presentan tres características estructurales:

Una parte afín a la parafina, típicamente una mezcla de C14 a C25
alquilica lineal que cocristaliza con la parte parafinosa del crudo.

Un componente polar, típicamente acrilatos o acetatos que limitan
el grado de cocristalización

Algún polímero que, cuando se adhiere al cristal de parafina en
crecimiento
inhibe
estéricamente
el
mismo
impidiendo
el
crecimiento de los cristales.
58
Téngase presente que las moléculas de parafina (wax) tienden a
cristalizar primero como agujas discretas que luego se asocian en
grandes estructuras o geles.
Figura 2.31. Parafinas grandes estructuras.
El tamaño de los cristales de parafina tratados con mejoradores de flujo
puede llegar a 5-20 micrómetros mientras que aquellas tratadas con
dispersantes de parafinas solo llegan a 1-5 micrómetros. Un químico que
combine ambas funciones puede, por efecto sinérgico lograr que las
parafinas no superen 0.5-2 micrómetros.
59
Nota: Ningún químico redisuelve las parafinas que se separan del crudo si
no que retardan lo suficiente los fenómenos de depositación, decantación,
obturamiento y gelificación que generan consecuencias no deseadas.
Figura 2.32. Línea de Flujo.
2.12.1.2. Químicos para problemas con asfáltenos.
Acerca del Problema.
Los petróleos crudos en su mayoría contienen asfáltenos y resinas, ambos
no se encuentran en el crudo verdaderamente disueltos sino en un estado
disperso coloidal.
60
Usualmente, aunque por diferentes causas, los asfáltenos/resinas (A/R) se
insolubilizan acompañados por parafinas generándose depósitos orgánicos
mixtos en tubing; separadores, instalaciones de tratamiento y tanques de
almacenaje.
Figura 2.33. Depósitos orgánicos mixtos.
Centramos la cuestión a los químicos que pueden adicionarse al crudo para
restituir la estabilidad del sistema citado.
2.12.1.3. Los químicos.
La estabilidad de los sistemas coloidales a que nos referimos se debe a tres
causas:
61
1. Al tamaño de las moléculas involucradas, A/R son los compuestos de
más alto peso molecular de los crudos con deficiencias de cargas
eléctricas que se originan por ser heterocompuestos (contiene carbono e
hidrogeno como anillos aromáticos unidos (compuestos polinucleares)
además de nitrógeno, azufre y metales.
2. A la estabilidad propia de los sistemas coloidales, Los sistemas coloidales
son dispersiones sólido (A/R)- liquido (matriz de petróleo) en los cuales el
tamaño de A y R se encuentra entre 1 y 500 Milimicrones.
3. A la estabilidad química que hace que la fracción aromática del crudo
oficie de vínculo entre la fracción parafínica y los A/R. Cualquier químico
que se adicione al crudo para evitar la depositación de los A/R deberá:

Aportar aromaticidad.

Aportar poder dispersante “artificial” para los A/R al crudo, ya que el
sistema natural “de estabilidad se encuentra amenazado aun
colapsado.

Las altas temperaturas que se manejan en refinería, las cuales
catalizan las reacciones tales con la conversión resinas a asfáltenos
y su precipitación en las corrientes con ensuciamiento, espumas y
taponamiento en instalaciones.
Aunque con otra finalidad, el poder
dispersante del químico que buscábamos en las parafinas es
también buscado en los químicos usados para estabilizar A/R.
62
2.12.2.
QUÍMICOS PARA PROBLEMAS CON EMULSIONES.
2.12.2.1. Acerca del problema.
El productor de petróleo y gas utiliza emulsiones preparadas: lodos de
perforación, tratamientos ácidos y microemulsiones para EOR son algunos
ejemplos. También contra su voluntad, durante la explotación del petróleo
se producen emulsiones entre agua y petróleo coproducidos. El mayor
consumo de químicos del upstream está centrado en los desemulsionantes
o sea químicos formulados para romper las emulsiones que se forman entre
el reservorio y el punto de venta de petróleo. Las emulsiones más usuales
son del tipo agua (fase dispersa) en petróleo (fase continua), en algunas
ocasiones son múltiples W/O/W. Las instalaciones mecánicas utilizadas
para que se produzca la resolución (ruptura) de la emulsión, son las
existentes en la planta de tratamiento de crudos (PTC).
2.12.2.2. Los químicos.
Durante el proceso de deshidratación de petróleo, es necesario usar
químicos demulsificantes para romper las emulsiones dentro de los tiempos
que exige la operación. El principal desafío que debe afrontar el productor
es entregar el crudo en especificación (de agua y sales) recibiendo el crudo
el crudo con agua y sales variables para lo cual solo dispone de tres
recursos:

Temperatura.

Tiempo de residencia (capacidad/ caudal).

Químico.
63
La formación del químico es lograr que las gotas de agua dispersas en el
petróleo lleguen a unirse entre sí para formar gotas más grandes que, por
ley de Stokes aumentan a mayor velocidad.
Nota: la separación del agua emulsionada en el petróleo está representada
por la ecuación de:
Stokes:
[2.1]
Con esta ecuación se hace el diseño “mecánico” de los equipos de
tratamiento de emulsiones. El efecto de los químicos se manifiesta
solamente en que aceleran el crecimiento del radio de gota (r).
Una interfase no está limpia, existen muchas interferencias al contacto entre
gotas de agua y la segunda función del químico es eliminar esas
interferencias.
Arcillas, arena, insolubles de petróleo, incrustaciones y productos de
corrosión, incrustaciones y productos de corrosión que coexisten en la
interfase agua - petróleo ven modificadas sus mojabilidades por el químico
y pasan a una de las fases (es indistinto) migrando desde la interfase y
dejando libres de flocular a las gotas de agua.
2.12.3.
QUÍMICOS PARA PROBLEMAS DE CORROSIÓN.
2.12.3.1. Acerca del problema.
A diferencia del down donde la corrosión por el efecto de los ácidos
nafténicos y carboxílicos presentes en los crudos es severa debido a las
64
altas temperaturas de los procesos de una refinería, los petróleos no
corroen por sí mismos en el upstream.
Las formas de corrosión más frecuentes del upstream están asociadas con
la presencia de agua o humedad. Dependiendo de la salinidad, el pH, la
presencia de gases disueltos y la actividad bacteriológica se desarrollan
diferentes formas de corrosión tales como galvánica, localizada (pitting) y
microbiológica (MIC).
Figura 2.34. Recibidor del Pig.
65
2.13. PROTECCION INTERIOR DE DUCTOS CON INHIBIDORES.
2.13.1.
CLASIFICACIÓN DE LOS INHIBIDORES.
Existen varias formas de clasificar los inhibidores de corrosión, de las
cuales la más aceptada es debida a su mecanismo de acción. Esta
clasificación comprende a los inhibidores pasivadores, convertidores de
película, inhibidores de adsorción ó fílmicos, neutralizantes, secuestrantes y
misceláneos.
Los primeros tres grupos son los más numerosos y corresponden a
compuestos que pueden formar barreras entre el metal y el medio agresivo,
mientras que los secuestradores y neutralizadores actúan sobre el medio,
eliminado agentes agresivos, tales como el ion hidrógeno o el oxígeno
disuelto entre otros.
Para la protección interior de ductos, la familia de inhibidores más utilizada
es la de los inhibidores que actúan por adsorción o fílmicos.
Este tipo de compuestos se adsorben sobre la superficie del metal
formando películas delgadas que resultan de la atracción física o química
entre el compuesto y la superficie del metal.
Su nivel de protección depende tanto de su concentración, que conduzca a
una cobertura de la superficie, como de la fuerza de atracción entre el metal
y el compuesto. Las barreras de inhibidor formadas son hidrofóbicas, las
cuales rechazan la fase acuosa que contiene las especies corrosivas.
66
Figura 2.35. Inhibidores.
De acuerdo a otras formas de clasificación, estos inhibidores pueden
clasificarse en anódicos, catódicos o mixtos, de acuerdo a la reacción que
inhiben preferencialmente, o bien, de acuerdo a su composición química,
estos compuestos son de tipo orgánico.
Por otro lado, dentro de los inhibidores misceláneos se encuentran los
biocidas, los cuales son compuestos químicos que se utilizan para disminuir
y controlar la población de bacterias.
Pueden ser considerados como inhibidores de la corrosión, ya que al
disminuir la población bacteriana, la corrosión ocasionada por la presencia
de esta clase de microorganismos, también disminuye.
67
2.13.2.
CONDICIONES
OPERATIVAS
DE
LOS
DUCTOS
DE
TRANSPORTE.
Es de importancia fundamental conocer las condiciones operativas
imperantes en un ducto o sistema de ductos, para implantar |un programa
de evaluación de la corrosión e inyección de inhibidores. Es necesario
conocer el tipo de flujo del ducto, si es laminar o turbulento, continuo o
intermitente, la temperatura, presión, volumen, pH, control de calidad del
energético transportado, topografía del terreno y perfil del ducto, ubicación
precisa de las instalaciones superficiales y subterráneas, composición del
fluido, dimensiones del ducto y cualquier otra información relacionada con la
instalación.
Figura 2.36. Sistema de ducto.
68
2.13.3.
SEGUIMIENTO Y MONITOREO.
Cualquier modificación, alteración o cambio en las condiciones operativas
consideradas originalmente, pueden ocasionar un abatimiento en la
eficiencia de los productos de inhibición de la corrosión diseñados
específicamente para cada caso, por lo que se deben vigilar continuamente
las condiciones operativas imperantes. Los productos inhibidores se
fabrican para dar solución a problemáticas específicas, pero no para
solucionar problemas de corrosión interior bajo cualquier circunstancia.
No existe un producto inhibidor universal para la corrosión interior de
ductos, por lo que se deben conocer con precisión las características que
presenta cada sistema, a fin de contar con los productos idóneos para cada
caso.
2.13.4.
HISTORIAL DEL SERVICIO PRESTADO POR EL DUCTO.
Se debe conocer el historial de servicio prestado por el ducto que se va a
proteger con inhibidores de corrosión, principalmente, en lo que respecta al
tipo de hidrocarburo transportado originalmente, ya sea amargo, dulce,
líquido, gas o ambos, código y especificaciones de fabricación del ducto,
presiones de operación de trabajo, regímenes operativos de flujo que puede
ser continuo o en lotes.
Esta información servirá de base para determinar el comportamiento del
ducto y el programa de monitoreo adecuado.
69
Figura 2.37. Línea del ducto.
2.13.5.
LIMPIEZA INTERIOR DE DUCTOS.
Para que los inhibidores de corrosión puedan ser efectivos, se requiere que
los ductos mantengan un nivel de limpieza interior aceptable, para lo cual es
necesario establecer un programa de limpieza en forma periódica, en
función de los productos contaminantes, que debe considerar en primera
instancia, el trazo y perfil de los sistemas de ductos, instalaciones
existentes superficiales y enterradas a lo largo de su trayectoria, cambios
70
de dirección, espesores de pared de las líneas, condiciones operativas
imperantes, trampas de diablos de envío y recibo.
Esta información permitirá programar con las herramientas adecuadas, las
corridas de dispositivos de limpieza para realizar con efectividad la limpieza
interior, lo cual influirá definitivamente para establecer un programa eficaz
de inyección y monitoreo de inhibidores de corrosión.
No obstante que pudiese haber tuberías en buenas condiciones a las que
nunca se les haya corrido dispositivos de limpieza desde su construcción, lo
más probable es que la mayoría hayan tenido mantenimiento de alguna
clase. Entre los objetivos principales de correr diablos de limpieza destacan
los siguientes:

Eliminar
residuos
de
sedimento,
óxido,
parafinas,
humedad,
contaminantes y bacterias entre otras sustancias.

Controlar la calidad del fluido transportado.

Preparar la superficie interna del ducto para implementar y/o mejorar un
programa de inyección de inhibidores.

Mantener la capacidad del ducto, debido a que los depósitos reducen el
área interna de su sección transversal y afectan la eficiencia hidráulica
del sistema.
71
Figura 2.38. Residuos en la línea de crudo.
2.13.6. EVALUACIÓN DE LOS RESIDUOS DESPLAZADOS EN LA
LIMPIEZA INTERIOR DE DUCTOS.
Se debe tener cuidado de recibir en recipientes adecuados los residuos
desplazados por la limpieza interior en ductos con diablos, a fin de que sean
analizados en un laboratorio especializado, y se asegure que los resultados
obtenidos reflejen con certeza, la situación que priva en el interior de los
ductos.
72
Figura 2.39. Filtros tipo canasta ubicados en los strainers del receptor del
pig.
De los análisis de laboratorio, es posible inferir los fenómenos que se
suscitan en el interior de los ductos de transporte, como puede ser la
presencia de humedad, sulfuro de fierro, óxidos de fierro, crecimiento de
bacterias, metales pesados y/o bentonita entre otros materiales, y estar en
posibilidad de tomar las medidas correctivas necesarias.
2.14. LIMPIEZA DE CAÑERÍAS EN LA INDUSTRIA DEL PETROLEO.
Si bien no existe un único método que permita obtener toda la información
necesaria para evaluar el verdadero estado de una cañería, una técnica
difundida y no destructiva de inspección y medición de espesores es
mediante el uso de “chanchos o scrapers inteligentes” (smart pigs) basados
en el principio de “Pérdida de Flujo Magnético” (Magnetic Flux Leak, MFL).
Puesto que las suciedades en el interior de las cañerías pueden atascar los
sensores o provocar errores de lectura, se vuelve un requisito previo contar
con cañerías limpias, dado que cuanto mayor sea el grado de limpieza,
73
mejor será la interpretación de resultados y la evaluación del estado del
sistema.
2.14.1.
LIMPIEZAS MECÁNICA DE CAÑERÍAS.
La limpieza mecánica con scrapers (“mechanical pigging”) de acueductos y
oleoductos se emplea para mantener limpia de sólidos e incrustaciones, la
superficie interna de una cañería.
Figura 2.40. Scrapers.
Desde el punto de vista de la limpieza, el buen funcionamiento de una
cañería depende del factor de fricción y diámetro interno de la misma. En
algunos casos, cuando se realizan pasadas frecuentes de un “scraper”, se
74
puede mantener el diámetro interno de una cañería prácticamente en su
estado original. No obstante, dependiendo del tipo de ensuciamiento, el
diámetro interno de la cañería no necesita ser substancialmente reducido
para afectar la eficiencia de flujo de la cañería, sino que el ensuciamiento
puede afectar o modificar su factor de fricción o bien influir sobre la calidad
del fluido transportado.
Figura 2.41. Limpieza y buen funcionamiento de cañería.
75
Los scrapers, también denominados “chanchos”, están diseñados para
empujar el material y los sólidos sueltos dentro de la cañería y para
desprender los depósitos y ensuciamiento adheridos sobre las paredes de
la misma. Estas dos funciones se desarrollan mediante el “sellado” que
asegura que el “scraper” circule por empuje del fluido, y las “fuerzas de
fricción” que remueven los sólidos de las paredes interiores.
Figura 2.42. Pigs remueven los sólidos de las paredes interiores.
Los parámetros constructivos que influyen sobre el grado de sellado y
esfuerzos ejercidos por un scraper son: diámetro, materiales de fabricación
76
y dureza de los mismos, tipo de contacto, forma y estilo de montaje, y
tamaño y dureza de los cepillos y rascadores utilizados.
Generalmente, el diámetro del scraper es levemente mayor que el diámetro
interno de la cañería y la presión ejercida por el fluido en la parte trasera del
scraper lo comprime en forma longitudinal, aumentando la fuerza sobre las
paredes.
Figura 2.43. Empuje de sólidos sueltos dentro de la cañería y
desprendimiento de los depósitos adheridos sobre las paredes de la misma.
Fuente: Blasetti A., (2006), Productos químicos.
El sello que se obtiene con la cañería es tal que permite el pasaje o bypass
de pequeños volúmenes de fluido a alta velocidad, aumentando el barrido
de los sólidos desprendidos, y alejándolos de la cabeza del “pig”. Los “pollypigs. Los mismos pueden estar recubiertos de poliuretanos de mayor
dureza, en forma espiralada y con cepillos de alambre o carburo de silicona
para conferirle mayor acción abrasiva. La principal ventaja de los polly-pigs
es que son relativamente baratos, flexibles, compresibles, expandibles y
livianos, pudiendo viajar a través de cañerías de diferentes diámetros,
codos a 90° de radio corto y válvulas. No pueden utilizarse más de una vez
y pueden usarse como “calibre” previo al paso de otro tipo de scrapers.
77
Tabla 2.6. Pigs de espuma de poliuretano.
POLLY- PIGS
Pigs
de
espuma
CARACTERÍSTICAS
de Pueden ser:
poliuretano o Polly-Pigs
Están
fabricados
con
espuma de poliuretano y

desnudos,

recubiertos con
elastómeros de
son los más económicos
poliuretano
Se pueden hacer circular
a través de cañerías de
diferentes

elastómeros
diámetros,
con cepillos
generalmente de 2” a
48”. El largo estándar es
recubiertos con

dos veces su diámetro.
de bandas
y
Polly-pigs recubiertos con
elastómeros de poliuretano
abrasivas

esferas
Fuente: Blasetti A.., (2006), Productos químicos.
Los scrapers con cuerpo metálico (acero o aluminio) están provistos con copas
o discos que cumplen la función de sello hidráulico y cepillos de alambre o
cuchillas de poliuretano o metal para las funciones de limpieza y rascado. Una
ventaja de estos tipos de chanchos es que pueden ser reutilizados cambiando
las copas o discos de sellos y los cepillos y cuchillas. Estos scrapers suelen
tener agujeros de bypass en su nariz o cabeza para que el fluido pase a través
78
de los mismos y mantenga en suspensión los sólidos arrastrados que quedan
por delante del mismo.
Tabla 2.7. Pigs con cuerpo metálico.
PIGS CON CUERPO DE
CARACTERISTICAS
ACERO
Cuerpo de acero (Steel Pueden ser:
Shaft)

de copa

de discos

articulados
Consisten en un cuerpo
sólido
(generalmente
acero) con elementos de
sello
intercambiables
tipo copa y disco. Se
pueden
fabricar
con
cepillos y cuchillas. Su
principal ventaja es que
no
son
descartables
Pigs de 4 copas y 1 cepillo
como los de espuma,
sino que pueden ser

cónicos

con cuchillas
reparados.
y/o cepillos
Fuente: Blasetti A., (2006), Productos químicos.
79
Los “chanchos” sólidos con cuerpo de fundición se fabrican generalmente en
poliuretano, aunque también pueden fabricarse en neopreno, nitrilo, vitón y
otros elastómeros elásticos.
Generalmente se emplean como “scrapers” de sellado, aunque algunos diseños
con copas, discos y cepillos pueden usarse para la remoción de líquidos
(condensados, agua, etc.) en gasoductos o para el control de depósitos
parafínicos en cañerías de conducción de hidrocarburos líquidos.
Tabla 2.8. Pigs con cuerpo de poliuretano.
PIGS CON CUERPO DE
CARACTERÍSTICAS
POLIURETANO
Cuerpo de fundición de Pueden ser:
poliuretano
Tienen una flexibilidad
similar a los pigs de
poliuretano
y
una

de copa

de discos

con cepillos

esféricos
resistencia comparable a
los de acero.
Pig flexible con discos
Fuente: Blasetti A., (2006), Productos químicos.
80
Desde el punto de vista de la composición y el grado de adherencia de los
depósitos, las limpiezas químicas pueden resultar más efectivas que la
acción abrasiva de una limpieza mecánica, o bien casi la única alternativa
viable cuando se trate de cañerías con recubrimiento interior.
En este último caso, para evitar un posible daño por la acción mecánica de
un scraper, se recurre a productos químicos específicos, puesto que según
la naturaleza del ensuciamiento, se puede actuar sobre sus propiedades
físico-químicas.
La pérdida de eficiencia de una limpieza mecánica con scrapers puede
atribuirse a una incorrecta selección del tipo de scraper, al procedimiento
operativo
implementado,
y
a
la
naturaleza
y/o
localización
del
ensuciamiento.
A veces los depósitos pueden “empastar” los cepillos de un scraper o bien,
alojarse en un “pitting” y quedar un tanto inaccesible para cepillos y/o
rascadores, o la dureza y/o grado de adherencia de las incrustaciones y
depósitos es mayor que la fuerza que ejerce un scraper con sus cepillos o
rascadores.
En estos casos, cuando las fuerzas que se ejercen no son suficientes, la
limpieza mecánica se puede combinar con el uso de productos químicos
para lograr un efecto tensoactivo, de dispersión, disolución o desintegración
de los materiales depositados, que puedan luego, ser arrastrados o
removidos mecánicamente.
81
Figura 2.44. Limpieza combinada (productos químicos y pigs).
En una limpieza química y mecánica combinadas, los productos químicos
ayudan a remover por “pasada” una mayor cantidad de suciedad que la que
se podría eliminar con una limpieza mecánica exclusivamente, sin
considerar que además, los sólidos desprendidos y sin dispersar o disolver
delante del “chancho”, pueden atorarlo dentro de la cañería.
Para la selección de scrapers y la formulación de soluciones de limpieza, es
necesario contar con datos e información de las cañerías y el
ensuciamiento. Podemos no obstante, basarnos en un programa general de
limpieza para elaborar un procedimiento específico y en el cual pueden
intervenir varias de las siguientes etapas:
82
1. Relevamiento: Se recopilan datos de ingeniería básica y de detalle,
diagramas e inspección del sistema a limpiar
2. Recolección, análisis y ensayos de muestras: Se toman muestras
de los depósitos e incrustaciones en el interior de la cañería para
realizar los análisis y ensayos correspondientes.
3. Procedimiento: Se selecciona el método de limpieza (química,
mecánica o combinada), se especifican requerimientos operativos y
logísticos y se desarrolla un procedimiento específico. Ajustado a sus
características y restricciones.
4. Ejecución: Se realizan maniobras operativas tales como bloqueo de
líneas, instalación de scrapers, bombeo de productos químicos y
fluidos de desplazamiento, control de emisiones de gases tóxicos,
toma de muestras, recepción de scrapers y efluentes.
Figura 2.45. Recepción de scrapers.
83
5. Evaluación de resultados: Se procede al relevamiento de
presiones, caudales, inspecciones visuales, etc., para contar con
información visual del estado final del sistema y poder evaluar la
efectividad de la limpieza, dado que en muchas oportunidades, los
sistemas
pueden
requerir
varias
pasadas
de
scrapers
y/o
reformulación de los tratamientos químicos.
Tabla 2.9. Limpieza de acueductos.
Etapas operativas y de inspección.
Colocación “Polly-pig”
Bombeo de productos químicos
Intervención antes de limpieza
Intervención después de limpieza
Fuente: Blasetti A.., (2006), Productos químicos.
84
2.15. EL ARTE DE PIGGING.
Por muchos años, el pigging de tuberías fue considerado maligno. Luego de
la limpieza después de la construcción y las pruebas de las líneas, muchas
empresas no consideraban el hacer pigging en una base regular. Cuando
los años pasaron y las capacidades de las líneas se incrementaron, la
eficiencia de las mismas disminuyeron. Esa disminución en la eficiencia
lleva al alza de los costos de energía, entonces las líneas comenzaron a
incrementar el pigging para incrementar la eficiencia.
A medida que las tuberías envejecen, vemos un incremento en la corrosión.
Esto es causado por la carencia de pigging operacional, bien sea porque se
ha acumulado agua en la línea causando MIC, acumulación de parafina en
las paredes internas de la tubería u otras razones. Entonces comenzamos a
correr pigs en las líneas para limpiarlas o separar inhibidores, etc.
Figura 2.46. Pigging operacional en oleoducto.
Fuente: Girard I., 2006, Arte de piggin.
85
2.15.1. ¿QUÉ ES UN PIG?
Un pig es definido como “Un dispositivo que se mueve a través del interior
de una tubería con el propósito de limpiarla, dimensionarla o inspeccionarla”
Esta definición cubre en general los aproximadamente 500 diferentes
diseños y tipos de pigs. Otros de los nombres con los cuales los Pigs son
conocidos en el mundo de habla hispana, incluyen: “Cochinos”, “Diablos” y
“Raspa-Tubos”, entre otros.
2.15.2. ¿POR QUÉ MOTIVOS CORRER UN PIG EN UNA TUBERÍA?
Existen varias razones para correr un pig en una tubería. Luego de que la
tubería es construida, será necesario correr pigs para remover cualquier
resto o desecho de la construcción dejado en la línea; cosas como bolsas
de papel, herramientas, barras de soldadura, animales muertos dejados en
la línea, etc. Pigging también puede remover depósitos de calcio o restos de
soldadura en la línea. El propietario también puede requerir correr un pig
para verificar la ovalidad de la tubería.
Esto requerirá un pig calibrador y algunas veces un pig geométrico.
Cuando la tubería ya está en servicio, será necesario correr pigs en la línea
para mantener la eficiencia de la misma y ayudar en el control de la
corrosión. Es necesario remover los líquidos en sistemas mojados de gas,
remover el agua acumulada en las líneas de productos, remoción de
parafina y control de petróleo crudo en líneas de petróleo. Los pigs también
son usados para separar inhibidores.
86
Figura 2.47. Líneas de petróleo.
Algunas veces las líneas son abandonadas y requieren limpieza antes de
que las clausuren definitivamente.
Otras aplicaciones incluyen correr un pig Geométrico (pig inteligente con
censor) para determinar si hay abolladuras o reducciones del diámetro
interno de la tubería. Para determinar la cantidad de corrosión o pérdida de
metal en la tubería, se usa una herramienta ILI. Las líneas que manejan
múltiples productos tales como varios grados de gasolinas, aceites a altas
temperaturas y gasolina para aviones; se usa a menudo un pig o esfera
para separar estos productos.
87
2.15.3. TIPOS DE PIGS.
Los pigs pueden ser divididos en tres categorías generales;

El pig convencional o utilitario para un pigging de rutina.

Los pigs geométricos o inteligentes para inspecciones.

Y las herramientas ILI (Inspecciones en Línea) para pérdida de metal y
corrosión.
Los pigs convencionales o utilitarios pueden ser divididos en dos
categorías:
A. Pigs de Limpieza: son usados para remover sólidos acumulados y
restos de las paredes de la tubería. Esto es normalmente parafina en
líneas de petróleo crudo. Los pigs de limpieza también son usados en
conjunto con tratamientos químicos a las líneas para alterar la corrosión
de la misma y remover agua, microbios, productos corrosivos y alimentos
para microbios. Los pigs de limpieza están normalmente equipados con
cepillos o cuchillas para realizar la limpieza.
B. Pigs de Sellado: son usados durante pruebas hidrostáticas de las líneas
para llenar las mismas con agua y luego sacar el agua. Remoción de
condensados y agua en sistemas mojados de gas, agua de las líneas de
productos o separación de productos diferente en una línea de
productos, son otras de las aplicaciones. Los pigs de sellado pueden ser
esferas, pigs de poliuretano sólido hechos en moldes, o pigs con cuerpo
de acero con copas sellantes o discos.
88
Estas categorías pueden ser desglosadas en cuatro diferentes tipos de
pigs. Los cuales son Polly-Pigs (espuma), Hierro o Acero, Sólidos de
Moldes y Esferas.
2.15.4.
POLLY-PIGS (ESPUMA).
Los Pigs de espuma, mejor conocidos como Polly-Pigs, son fabricados de
célula abierta de espuma de poliuretano. Aunque normalmente se fabrican
con forma de bala, pueden tener las puntas cóncavas, o planas o tener
nariz de bala en ambos extremos. Los Polly-Pigs pueden ser de espuma sin
cubierta en el cuerpo o recubiertos con un material de poliuretano de un
durómetro 90. Los pigs recubiertos pueden tener un revestimiento con
forma de espiral de poliuretano, varios cepillos o revestimiento en carburo
de silicio. Si el pig es de sólo de espuma sin revestimiento, el mismo tendrá
la base con revestimiento. El largo estándar del Polly-Pig es dos veces su
diámetro.
Figura 2.48. Polly – pigs.
Fuente: Girard I., 2006, Arte de piggin.
89
2.15.4.1. VENTAJAS DE LOS POLLY-PIGS.
Son comprimibles, expandibles, de peso ligero, y son flexibles. Los PollyPigs viajarán a través de tuberías de múltiples diámetros, pasan por curvas
difíciles, radios cortos y curvaturas de 90 grados. Ellos pueden hacer girar
abruptamente en divisiones “T” de manera que los laterales son limpiados.
También pueden pasar por válvulas con aberturas tan pequeñas como de
65%. Los Polly-Pigs son muy económicos en costo. La desventaja del PollyPig es que es un producto que se usa una sola vez; corta duración de las
corridas, y la concentración alta de algunos ácidos, les acorta la vida útil.
2.15.5.
PIGS DE CUERPO DE HIERRO.
Tienen un cuerpo metálico que puede ser de hierro o de aluminio y están
equipados con sellos (copas raspadoras o discos) para proveer un presión
diferencial que impulse el pig en la línea. Para limpiar la línea el pig es
equipado con cepillos de alambre o cuchillas de poliuretano.
Figura 2.49. Pig cuerpo de hierro.
Fuente: Girard I., 2006, Arte de piggin.
90
Una ventaja del pig de hierro es que puede ser tanto un pig de limpieza, un
pig de sellado o una combinación de ambos. Los sellos y cepillos pueden
ser reemplazados para que el pig sea reusable. Los pigs de limpieza están
diseñados para raspado pesado y pueden ser equipados con cepillos de
alambre o cuchillas de poliuretano.
Estos pigs son diseñados para corridas largas. Los huecos en el centro en
la nariz del pig controlan la velocidad o actúan como puertos de jets para
mantener los desechos en frente del pig.
También hay algunas desventajas de los pigs de hierro; el costo de revestir
el cuerpo del pig el alto; y pigs más grandes requieren equipos para manejo
especial para cargar y descarga del pig.
Ocasionalmente las cerdas de los cepillos de alambre se desprenden y se
meten en los equipos de instrumentación y otros sitios indeseables. Los
pigs más pequeños de hierro no negocian curvaturas de 1.5D.
2.15.6. PIGS DE LIMPIEZA.
Los Pigs de limpieza son diseñados para remover sólidos o desechos
acumulados en la tubería. Esto incrementa la eficiencia y baja los costos de
operación.
Estos cepillos son fáciles de reemplazar y son económicos. Los cepillos
especiales rotativos son usados en algunos pigs de gran tamaño.
Los resortes de la base empujan los cepillos contra la pared de la tubería.
Cuando el cepillo se va desgastando, la fuerza del resorte lo mantiene en
contacto con la pared de la tubería, compensando por el desgaste del
cepillo.
91
Cuando depósitos suaves de parafina, lodo, etc. Necesitan ser removidos,
las cuchillas de poliuretano son una excelente elección. El diseño de la
cuchilla es intercambiable con los cepillos.
Puertos de bypass son instalados en la nariz del pig o en el cuerpo. Estos
puertos se usan para controlar el paso de los fluidos.
Cuando los fluidos van pasando a través de los puertos en la nariz del pig,
esto ayuda a mantener los desechos al frente del pig en constante
movimiento y avanzando. Tapones tipo enchufe son usados para regular el
bypass.
2.15.7.
PIGS DE SEPARACIÓN.
Los pigs de separación o “Batching Pigs” se usan para separar fluidos no
similares tales como varios grados de gasolina, aceites calientes, etc. en
líneas de productos múltiples. Estos pigs son unidireccionales si tienen
copas raspadoras y bidireccionales si están equipados con discos.
2.15.8.
PIGS DE DESPLAZAMIENTO.
Los pigs de desplazamiento desplazan un fluido con otro. Pueden ser
bidireccionales o unidireccionales. Se usan en fases de pruebas y puesta
en marcha de la tubería; por ejemplo pruebas hidrostáticas, llenado de la
línea y sacado de agua, etc. Evacuación de la línea y abandono es otra
aplicación para los pigs de desplazamiento.
92
2.15.9.
PIGS CALIBRADORES.
Los pigs calibradores o “Gauging Pigs” son usados luego de la construcción
de la tubería para determinar si hay alguna obstrucción en la líneas. Esto
asegura que la ovalidad de la línea está dentro de la tolerancia aceptada.
El plato calibrador puede ser montado en el frente o en la parte trasera del
pig y es hecho de acero suave o aluminio. El plato puede ser ranurado o
sólido. El diámetro exterior del plato es 90% - 95% del diámetro interno de
la tubería.
2.15.10. PIGS PERFILADORES.
Un pig perfilador o “Profile Pig” es un pig calibrador con múltiples platos
calibradores, usualmente tres platos. Un plato es montado en el frente, uno
en el medio y uno en la parte trasera del pig. Normalmente se usa antes de
correr una herramienta ILI (Inspección en Línea) para asegurarse de que la
herramienta ILI vaya a pasar por las curvaturas y por la tubería en general.
2.15.11. PIGS DE DIÁMETRO DUAL.
Existen muchas millas de tubería de diámetro dual atravesando todo el país
de lado a lado. Las líneas son normalmente de dos tuberías de tamaños
diferentes; por ejemplo, 4” x 6”, 8” x 10”, etc.
El Pig de cuerpo de acero usualmente se completa con discos sólidos para
la línea más pequeña y un disco ranurado para la línea más grande. Si es
un pig de limpieza, los cepillos soportarán al pig en la línea y lo mantendrán
centrado. El Polly-Pig también es ampliamente usado para esta aplicación.
93
2.15.12. PIGS TRANSMISORES.
Ocasionalmente los pigs se quedan atascados en una línea. La ubicación
del pig atascado puede ser localizada usando un pig detector con un
transmisor dentro de su cuerpo. El transmisor emitirá una señal para que
pueda ser localizado con un recibidor. Luego de que el pig es localizado, la
línea puede ser excavada y abierta y el pig puede ser removido. Los
transmisores normalmente se instalarán en un pig de cuerpo metálico, de
poliuretano sólido o un Polly-Pig. Ver figura
2.50, este caso concreto
tubería de 8 " reducido a poco más de 3" debido a la gran acumulación en
la pared de la tubería.
Figura 2.50. Muestra un RCC con una cavidad que contiene un transmisor.
Fuente: Girard I., 2006, Arte de piggin.
94
2.15.13.
PIGS ESPECIALIZADOS.
Muchas aplicaciones requieren pigs especiales. Realizados para muchas
aplicaciones. Un pig con un eje de rueda de pines; el cual usa pines de
acero con punta endurecida desarrollado para remover cera y calcio de una
línea. Un pig de limpieza magnético desarrollado para recoger desperdicios
de hierro dejados en una tubería.
2.15.14.
PIG HECHOS EN MOLDES SÓLIDOS.
Tienen varios diseños y son usualmente fabricados en poliuretano; sin
embargo, neopreno, nitrilo, vitón y otros elastómeros de goma están
disponibles en tamaños más pequeños de pigs. Ellos son considerados pigs
selladores, aunque algunos pigs de moldes están disponibles con cepillos
alrededor y pueden ser usados con propósitos de limpieza.
Figura 2.51. Pig en moldes sólidos.
Fuente: Girard I., 2006, Arte de piggin.
95
2.15.15.
ESFERAS.
Las esferas han sido usadas por muchos años como pig sellador. Hay
cuatro tipos básicos de esferas; inflables, sólidas, de espuma y solubles. La
esfera soluble se usa usualmente en líneas de petróleo crudo y contiene
una cera microcristalina y un polietileno amorfo el cual actúa como un
inhibidor de la parafina.
Aunque la esfera normalmente se disuelve en unas pocas horas, el ritmo o
tiempo de disolución viene dado por una función de la temperatura del
fluido, el movimiento del fluido, fricción y grado de absorción del crudo. Si la
línea nunca ha sido limpiada con pigs, es una buena idea correr un pig
soluble. Si se queda en la línea, no obstruirá el flujo.
Figura 2.52. Pig Esfera.
Fuente: Girard I., 2006, Arte de piggin.
96
La esfera inflable es fabricada de varios elastómeros (poliuretano,
neopreno, nitrilo y vitón) dependiendo de la aplicación. Tienen un hueco en
el centro con válvulas de llenado, las cuales son usadas para inflar la esfera
con líquido.
La esfera se infla 1% ó 2% sobre el diámetro interno de la tubería. Cuando
las esferas se van desgastando por el uso, las mismas se re-inflan para
extender su vida útil. En tamaños pequeños la esfera puede ser fabricada
sólida, eliminando así la necesidad de inflarla. La esfera sólida no tiene la
vida útil de las esferas inflables porque no se pueden re-inflar.
Las esferas también pueden ser fabricadas de célula abierta flexible de
espuma. Las mismas pueden ser recubiertas con poliuretano para que
tengan un menor desgaste. Para propósitos de limpieza se le pueden
agregar cepillos en la superficie. Las ventajas de las esferas de espuma es
que son ligeras de peso, económicas y no necesitan ser infladas.
Las esferas en general son fáciles de manejar, negociarán radios pequeños
de 90 grados, vueltas irregulares y curvaturas.
Las esferas nunca se deben correr en líneas que no tengan “T” de flujo
instaladas
97
CAPITULO III
CAPITULO III
3. METODOLOGÍA.
3.1.
AGIP OIL ECUADOR B.V.
Agip Oil Ecuador B.V. (AOE), es una empresa multinacional petrolera que
forma parte del Grupo ENI – Italia, la mayor Compañía Italiana de Energía y
una de las seis más grandes del mundo, la cual se ha establecido en
nuestro país desde Febrero del año 2000 como Contratista de Prestación
de Servicios de Riesgos con Petroecuador.
Agip Oil Ecuador forma parte de las empresas que contribuyen a la
explotación petrolera nacional, la cual entrega al SOTE (Sistema Oleoducto
Transecuatoriano) y al OCP (Oleoducto de Crudo Pesados), el crudo
extraído y procesado desde la localidad de Villano ubicada en el Bloque 10
con las especificaciones que se muestran en la tabla 3.1.
Tabla 3.1. Especificaciones del crudo producido por AOE.
Tipo de crudo diaria
Grado API
Producción
Pesado
19,8
30.000 BPD
BPD = Barriles por día
Fuente: Agip Oil Ecuador B.V, (2010), Consideraciones Generales de la empresa.
98
Figura 3.1. Estructura Hidrocarburífera del Ecuador.
Fuente: El Telegrafo, (2011), Estructura hidrocarburifera del Ecuador.
Se muestra la distribución de los bloques petroleros en el Ecuador, en la
cual Agip Oil tiene a cabo sus operaciones en el Bloque 10 en la selva
amazónica ecuatoriana.
3.2.
MISIÓN.
Velar por los valores de los accionistas, mientras se facilita las operaciones
de exploración y producción en Ecuador, en una manera responsable y
99
segura, siempre respetando el medio ambiente y la cultura local. Como
parte de un grupo más grande, se tiene que contribuir en una manera
positiva a los objetivos de negocios mundiales de ENI.
3.3.
OBJETIVO.
El objetivo principal de AOE es la de la Exploración, Perforación,
Explotación y Producción de hidrocarburos desde el campo Villano ubicado
en el Bloque 10 en la provincia de Pastaza, de acuerdo a normas y
políticas, tanto ambientales como petrolíferas, establecidas por AOE y la
Constitución ecuatoriana.
3.4.
ESTRATEGIA.
Las principales estrategias que persigue la empresa son las siguientes:

Concentrar las operaciones en el campo Villano.

Consolidar la posición de AOE en Ecuador creando y persiguiendo
nuevas oportunidades de Exploración y Producción.

Mejorar eficiente y efectivamente los costos de optimización y control.

Promover y crear oportunidades crecientes para el personal de AOE
dentro de la organización y de acuerdo con el grupo ENI.

Cumplir los planes de Manejo Ambiental.
100
3.5.
DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA.
Agip Oil Ecuador B.V. desarrolla procesos de exploración y explotación
petrolera desde el campo Villano ubicado en el Bloque 10, para lo cual tiene
sus oficinas principales en la ciudad de Quito, una oficina de Relaciones
Comunitarias en la ciudad de Puyo y tiene instalaciones de explotación y
producción petrolera en los siguientes sitios:
3.5.1. PLATAFORMA DE POZOS DE CRUDO - VILLANO A.
Constituida por una plataforma con 7 pozos de producción de crudo y un
pozo para reinyección de agua, así como las instalaciones de bombeo y de
control, una torre para perforación y mantenimiento de pozos denominado
“workover”, un área de campamentos y helipuerto, todo en la misma
plataforma.
La producción actual es 24.5 KBPPD y 167 KBFPD y una capacidad de
inyección de agua de 80 KBAPD.

Estación CPF. Es la estación denominada Facilidades Centrales de
Producción (CPF de las siglas en inglés Central Process Facilities),
cuya ubicación geográfica se observa en la figura 3.2, y es donde se
lleva a cabo las operaciones necesarias para la producción de crudo.
101
Figura 3.2. Ubicación geográfica del CPF.
Fuente: Agip Oil Ecuador B.V, (2010), Consideraciones Generales de la empresa.
La estación CPF contiene entre las principales áreas a las siguientes:
área de procesos, área de tanques de almacenamiento, área de pozos
de reinyección de agua de formación, área de mantenimiento y
materiales área helipuerto, área de tratamiento y transferencia de
desechos sólidos (Landfarm) y finalmente el área de campamentos.

TM Baeza. Constituida fundamentalmente por las instalaciones de
almacenamiento y transferencia de crudo desde el oleoducto de AGIP
OIL hacia el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE) y al
Oleoducto de crudos pesados (OCP).
102

Línea de Flujo y Oleoducto Secundario. Corresponde a la Línea de
Flujo (Flow Line) entre la plataforma de Villano y el CPF, así como el
Oleoducto Secundario (Secondary Line) construido entre el CPF y la
estación de transferencia en Baeza, con todas sus instalaciones y
elementos de control a lo largo del derecho de vía.
3.5.2. PLATAFORMA VILLANO B.
El área destinada para esta plataforma es de 2.2 hectáreas ubicada al norte
de la plataforma Villano A. Dispone de 2 pozos productores y un taladro
permanente para reacondicionamiento. La producción actual es 1.5KBPPD
y 14.5 KBFPD.

Flowline El fluido extraído de los pozos es transportado por la línea de
flujo de 47.5 km, con una capacidad de 90 KBFPD, para un mínimo
impacto ambiental pues es considerada una tubería “invisible” ya que el
derecho de vía es de 4 metros. En el recorrido del fluido a través de la
línea de flujo se dispone de 6 válvulas automáticas de cierre remoto
Ubicadas en diferentes puntos a lo largo de la misma que toman el
nombre de acuerdo a su posición (K4, K10, K16, K22, K27, K32).

Instalación central de procesamiento (CPF) El área destinada para el
CPF es de 29 hectáreas ubicada en el sector noroccidental del Bloque
10. En esta instalación se recibe el fluido proveniente de las plataformas
Villano A y B a través de la línea de flujo, para su tratamiento y
separación de sus componentes: petróleo, agua y gas, almacenamiento
y transportación hacia la estación de bombeo en Sarayacu por medio de
la línea secundaria. La capacidad actual de bombeo es 40 KBPPD, de
103
almacenamiento 60 KBP y de inyección de agua 68 KBAPD. Dispone de
una planta de procesamiento de crudo, tanques de almacenamiento de
crudo, agua producida y combustibles varios (gasolina, diesel y JP1), una
planta de generación y distribución de energía eléctrica y 2 pozos
inyectores.

Secondary line El crudo procesado en CPF es transportado por la línea
de 137 km, con una capacidad de 80 KBFPD, con un mínimo impacto
ambiental pues es una tubería enterrada. En el recorrido del crudo a
través de la línea secundaria se dispone de 12 válvulas de bloqueo
ubicadas en diferentes puntos a lo largo de la misma que toman el
nombre de acuerdo a su posición (Valve Site 1 a Valve Site 12). En la
válvula 5 (Valve Site 5) de la línea secundaria, el crudo procesado del
CPF se une con el de Perenco. Entre las válvulas 9 y 10 de la línea
secundaria (Valve Site 9, Valve Site 10) se encuentra la estación de
bombeo de Sarayacu, donde es bombeado hacia la Terminal de Baeza
con una presión necesaria para vencer la topografía del trayecto.
3.6.
EVALUACION DEL CONTENIDO DE PARAFINA, ASFALTENO E
INORGANICOS EN LINEA.
3.6.1. OBJETIVOS.

Determinar cuantitativamente el contenido parafinas, asfáltenos e
inorgánicos en línea a la Ilegada a la estación de Sarayacu y Baeza
existente en la mezcla de crudo de Perenco B21 y AGIP OIL y/o en las
Iíneas independientes de cada Compañía.
104

Evaluación y optimización el tratamiento que se realiza con el
producto
PAO 14730 ( inhibidor de parafina )
3.6.2. ANTECEDENTES.
En el mes de Diciembre del 2011 debido a la acumulación de sólidos en la
estación de Baeza que dificultaron el bombeo al oleoducto y luego de
evaluaciones cualitativas verificando la presencia de parafina se decidió
iniciar el uso de un modificador del cristal de parafina PAO 14730 para
evitar su acumulación y compactación , hasta ahora los resultados han sido
satisfactorios ya que no se ha reportado problemas de bombeo y los sólidos
han bajado relativamente y sobre todo ya no se nota una compactación que
era evidente en análisis previos.
Sin embargo es del interés de Baker Petrolite y las Cias Perenco y AGIP
OIL buscar la "concentraci6n optima de tratamiento, por tanto Baker
Petrolite ha hecho la adquisición de un equipo que nos permita medir en
línea la acumulación de depósitos, el cual puede ser instalado como un
"Side Stream", el esquema del equipo es el siguiente:
105
Figura 3.3. Diagrama Equipo Flow Loop.
Fuente: Baker Petrolite, (2011), Determinación cuantitativa de parafinas, asfaltenos e
inorgánicos.
3.6.3. MÉTODO
DE
DETERMINACIÓN
DE
ACUMULACIÓN DE
PARAFINA.
3.6.3.1.
Determinación cualitativa.
Para la determinación cualitativa de sólidos orgánicos se utilizara el equipo
que se muestra en la fotografía. Se lo instala en la línea de flujo, y al cabo
de un periodo corto de tiempo se retira los filtros para el análisis respectivo.
106
Figura 3.4. Equipo Flow Loop.
Fuente: Baker Petrolite, (2011), Determinación cuantitativa de parafinas, asfaltenos e
inorgánicos.
Este equipo está compuesto por un sistema de 2 filtros, el primer filtro, de
mayor tamaño, retiene arena y sólidos grandes; el segundo filtro, de 40
micrones de luz de malla, retiene las parafinas, asfáltenos y sólidos
inorgánicos.
Estos filtros son removidos y llevados a un equipo de extracción Soxhlet
para su cuantificación mediante pruebas selectivas para cada tipo de solido.
107
EI equipo dispone de medidores de presión que establecen una presión
diferencial conectados a un Barton que nos permite saber cuándo se debe
retirar los filtros para su análisis.
3.6.3.2.
DETERMINACIÓN CUANTITATIVA.
Figura 3.5. Extractor Soxhlet.
Fuente: Baker Petrolite, (2011), Determinación cuantitativa de parafinas, asfaltenos e
inorgánicos.
Se la realiza en laboratorio utilizando un extractor Soxhlet, mediante este
equipo es posible determinar el contenido de parafinas, asfáltenos y
material inorgánico que contiene el fluido. Baker Petrolite realizo la
adquisición de este equipo para el análisis requerido.
108
La determinación de la parafina se la realiza utilizando como solvente
extractor Pentano 0 n-Heptano, para los asfáltenos se usa Tolueno.
En el caso de la parafina solubilizada en el Pentano se la separa mediante
una destilación simple, se recupera el solvente y el residuo se precipita
haciéndolo reaccionar con Metil Isobutil Cetona; finalmente se filtra este
contenido y con el sólido retenido se establece el porcentaje de parafina
existente. De igual forma, los asfáltenos son separados del Tolueno
mediante una destilación simple, se recupera el solvente y el residuo que
queda son los asfáltenos.
Objetivo.

Este procedimiento describe los pasos que deben seguirse para la
determinación del contenido de asfáltenos y parafinas en el petróleo
crudo y productos derivados del petróleo.

El contenido de asfáltenos del petróleo crudo y derivados, se define
como el porcentaje en peso del material insoluble en n-heptano, pero
soluble en xileno caliente.

El contenido de parafinas, determinado según el procedimiento, se
define como la fracción de muestra original que se precipita al mezclar la
solución soluble con el MEC (metil etil cetona) a la temperatura
ambiente.

La muestra se trata con n-heptano a ebullición, separándose después
por filtración la parte insoluble, constituida por asfáltenos y ciertas
parafinas. Los constituyentes parafinicos de la fracción insoluble se
extraen a reflujo con n-heptano, extrayéndose a continuación los
asfáltenos con benceno caliente con reflujo.
109

Las parafinas presente en la solución soluble se separa al n-heptano por
destilación simple hasta una cantidad que permita mezclar y la
precipitación de la parafina con el MEC (metil etil cetona)
Materiales:

Dedal de celulosa

Filtro normal

Erlenmeyer de 500 ml con boca esmerilada

Beaker de 25 ml(para la muestra )

Cilindro de 50 ml

Extractor Soxhlet
Reactivos:

N-heptano

Tolueno

Isobutil cetona (MEK)
Procedimiento.

Se pesa dentro de un vaso de precipitación una cantidad de muestra
necesaria de petróleo crudo y/o derivados (menos de 10 g. para líquidos
y menos de 5 g. para sólidos). Se añade n-heptano a razón de 30 ml por
cada gramo de muestra sea esta solida o liquida luego se coloca en el
110
Erlenmeyer y se conecta con el equipo de extracción para sedimentos,
se hierve a reflujo por una hora. Parar el calentamiento, dejar que se
enfrié y a continuación taparlo con un tapón, dejándolo en la oscuridad
durante 1 ½ a 2 ½ después de cesar el reflujo.

Sin agitar filtrar el liquido a través de un dedal de celulosa. Se transfiere
la mayor cantidad posible del residuo del erlenmeyer al dedal de
celulosa con sucesivas cantidades de n-heptano. Se lava al erlenmeyer
con n-heptano y se pasan los lavados al dedal.

El dedal con la solución insoluble se coloca en el equipo de extracción y
se mantiene a reflujo, a una velocidad de destilación de 2 a 4 gotas por
segundo durante una hora o hasta que las gotas que salen del fondo del
dedal sean transparentes similar al n-heptano.

Al dedal con la solución insoluble se coloca al igual que el equipo de
extracción en otro erlenmeyer, el cual se le añadió 50 ml de xileno, se
calienta nuevamente a reflujo hasta que se disuelvan totalmente los
asfáltenos contenidos en el dedal.

El contenido del erlenmeyer se pasa a un vaso de precipitación
previamente pesada. Se lava sucesivamente al erlenmeyer con xileno
(50 ml). Se evapora al xileno, realizando esta operación en una
campana hasta sequedad y luego se coloca en la estufa a 35 – 40 °C
durante 30 minutos. Se enfría en un desecador durante 1 hora y se
pesa, por diferencia de pesos se obtiene el contenido de asfáltenos en la
muestra inicial.

La solución soluble obtenida en el primer erlenmeyer se lleva a
destilación hasta tener una cantidad manejable (50 ml de la solución) se
enfría y se adiciona 50 ml del MEC (metil etil cetona), se mezclan los
componentes y se lleva a freezer por un tiempo de 15 a 20 minutos, los
111
cristales formados se filtran en un papel filtro, luego al papel filtro se le
coloca en la estufa a 35 – 40 °C durante 30 minutos. Se enfría en un
desecador durante 1 hora y se pesa, por diferencia de pesos se obtiene
el contenido de parafinas en la muestra inicial.
Extracción de Parafinas:

Agregar en un erlenmeyer 500 ml de Pentano.

Instalar el equipo.

Abrir la llave de agua.

Encender la plancha de calentamiento a baja temperatura (el punto de
ebullición del pentano es de 36°C).

Comienza el proceso de condensación y retorno del pentano, para la
extracción de la parafina en la muestra.

Cuando en el capilar del Extractor Soxhlet se observe el reactivo
transparente (color original) es el indicativo que este arrastro toda la
parafina existente en la muestra.

Finaliza el proceso. Dejar el filtro de celulosa en el Extractor Soxhlet
(contiene asfáltenos + D.inorg.) Se tiene en el erlenmeyer pentano
mas parafinas.

Instalar el equipo para la recuperaci6n de pentano.

Dejar cierta cantidad de pentano y parafinas en el erlenmeyer.
112

Adicionar 50 ml de Isobutil cetona para precipitar la parafina, filtrar.

Secar el filtro, y luego pesar (anotar la pesada).

Realizar los cálculos:
[3.1]
Extracción de Asfáltenos:

Pesar el erlenmeyer de 500 ml.

Agregar 250ml de tolueno.

Instalar el equipo nuevamente.

Abrir la circulación de agua del serpentín.

Encender la plancha de calentamiento a alta temperatura (punto de
ebullici6n de 111°c).

Comienza el proceso de condensaci6n y retorno del tolueno, para la
extracci6n de los asfáltenos en la muestra.

Cuando en el capilar del extractor soxhlet se observe el reactive
transparente (color original) es el indicativo de que fueron extraídos
todos los asfáltenos existentes en la muestra. Finalizar el proceso.

Sacar el filtro de celulosa del extractor soxhlet para su secado.

Se tiene en el erlenmeyer tolueno más asfáltenos.
113

Instalar el equipo para la recuperaci6n del tolueno.

Recuperar todo el solvente, evaporar a sequedad.

Dejar enfriar el erlenmeyer y pesar (anotar).

Realizar los cálculos:
[3.2]
Depósitos inorgánicos:

Pesar el filtro de celulosa después de finalizar todo el proceso.

Realizarlos cálculos:
[3.3]
Sólidos insolubles
Una vez que se ha enfriado el extractor Soxhlet, sacar el dedal de celulosa
y retirar el filtro metálico.
Poner en un vaso para que se escurra. Poner en la estufa para el secado.
Enfriar en el desecador.
114
Pesar el dedal. Registrar este valor.
[3.4]
3.7.
PROCEDIMIENTO DE LABORATORIO PARA LA EXTRACCION
DE PARAFINAS Y ASFALTENOS POR MEDIO DEL EXTRACTOR
SOXHLET.
3.7.1. OBJETIVO.
Determinar cuantitativamente el contenido de parafinas, asfáltenos y
sólidos inorgánicos en la línea de llegada a la Estación Baeza.
3.7.2. EQUIPOS Y MATERIAL DE LABORATORIO.
Equipos.

Extractor Soxhlet.

Refrigerante de bolas.

Balanza analítica.

Estufa.

Desecador.

Equipo para destilación.
Material de laboratorio.

Dedales de celulosa.
115

Balón de 1000ml.

Matraz Erlenmeyer de 500ml.

Probeta volumétrica de 250ml.

Probeta volumétrica de 50ml.

Vidrio de reloj.

Papel filtro Wathman N°5.

Vaso de precipitación de 250 ml.
Reactivos.

Heptano normal.

Metil, Etil- Cetona.

Xileno.
3.7.3. Datos.
Datos experimentales.
Tabla 3.2 Tiempo y volumen.
Tiempo de corrida de la muestra por los
filtros
30h
Volumen recolectado
600gal
Fuente: Ramos F, (2011), Procedimiento de Laboratorio para la extracción de parafinas.
116
Tabla 3.3. Presiones y Tiempos.
12h00
Presión(psi)
filtro 1
400
Presión(psi)
filtro 2
250
Presión(psi)
entrada
640
13h00
400
250
643
14h00
370
210
592
15h00
380
210
593
16h00
380
200
600
17h00
400
200
607
18h00
410
180
607
19h00
410
180
612
20h00
430
160
606
21h00
460
150
623
22h00
460
140
630
03h00
530
100
650
04h00
560
90
650
05h00
560
90
653
06h00
570
80
653
07h00
570
80
630
08h00
580
50
630
09h00
580
50
625
10h00
570
50
618
11h00
580
50
630
12h00
570
40
618
13h00
560
50
600
14h00
620
40
663
15h00
640
40
680
16h00
660
40
700
17h00
660
40
700
18h00
670
20
676
FECHA
HORA
27 de Marzo de 2012
27 de Marzo de 2012
27 de Marzo de 2012
27 de Marzo de 2012
27 de Marzo de 2012
27 de Marzo de 2012
27 de Marzo de 2012
27 de Marzo de 2012
27 de Marzo de 2012
27 de Marzo de 2012
27 de Marzo de 2012
28 de Marzo de 2012
28 de Marzo de 2012
28 de Marzo de 2012
28 de Marzo de 2012
28 de Marzo de 2012
28 de Marzo de 2012
28 de Marzo de 2012
28 de Marzo de 2012
28 de Marzo de 2012
28 de Marzo de 2012
28 de Marzo de 2012
28 de Marzo de 2012
28 de Marzo de 2012
28 de Marzo de 2012
28 de Marzo de 2012
28 de Marzo de 2012
Hora de taponamiento y condiciones del mismo.
Fuente: Ramos F, (2011), Procedimiento de Laboratorio para la extracción de parafinas.
117
Tabla 3.4. Datos obtenidos en el laboratorio.
Peso del filtro + parafinas
1.7314gr
Peso del vaso + asfaltenos
117.0601gr
Peso del dedal+ depósito
10.2625gr
Fuente: Ramos F, (2011), Procedimiento de Laboratorio para la extracción de parafinas.
Tabla 3.5 Tiempo y volumen.
Tiempo de corrida de la muestra por los
filtros
30h
Volumen recolectado
600gal
Fuente: Ramos F, (2011), Procedimiento de Laboratorio para la extracción de parafinas.
Tabla 3.6. Datos Adicionales.
Peso inicial dedal de celulosa
10,2611gr
Peso papel filtro
1,1384gr
Peso de la muestra
2.0266gr
Peso del vaso vacío
116.9259gr
Fuente: Ramos F, (2011), Procedimiento de Laboratorio para la extracción de parafinas.
118
3.7.4. CALCULOS.

% Parafina
Cálculo del porcentaje de parafina.
Peso del filtro parafina Peso inicial del filtro
Peso de la muestra
%Parafina
100
[3.1]
1.7314 1.1384
100
2.0266
%Parafina 29.26%

% Asfaltenos
Cálculo del porcentaje de asfáltenos.
Peso del vaso asfaltenos Peso del vaso vacio
Peso de la muestra
%Asfaltenos
100
[3.2]
117.0601 116.9259
100
2.0266
%Asfaltenos 6.62%

Cálculo del porcentaje de depósitos inorgánicos.
119
Peso dedal celulosa depositos Peso inicial dedal
Peso de la muestra
% Dep. inorganicos
100
[3.3]
%Dep. inorganicos
10.2625 10.2611
100
2.0266
%Dep. inorganicos 0.07%
3.7.5. RESULTADOS.
Tabla 3.7. Resultados.
%PARAFINA
29.26%
%ASFALTENOS
6.62%
%DEPOSITOS INORGANICOS
0.07%
%SÓLIDOS SOLUBLES
64.05%
Fuente: Ramos F, (2011), Procedimiento de Laboratorio para la extracción de parafinas.
120
Figura 3.6. Comportamiento de las presiones de los filtros y entrada en
función del tiempo de corrida.
Fuente: Ramos F, (2011), Procedimiento de Laboratorio para la extracción de parafinas.
Figura3.7. Equipo Shide Stream.
Fuente: Ramos F, (2011), Procedimiento de Laboratorio para la extracción de parafinas.
121
Figura3.8. Equipo para Extracción Soxhlet.
Fuente: Ramos F, (2011), Procedimiento de Laboratorio para la extracción de parafinas.
Figura3.9. Papel filtro más parafina.
Fuente: Ramos F, (2011), Procedimiento de Laboratorio para la extracción de parafinas.
122
Figura 3.10. Vaso + asfáltenos.
Fuente: Ramos F, (2011), Procedimiento de Laboratorio para la extracción de parafinas.
Según los resultados obtenidos en la línea de llegada a la Estación
Baeza, el crudo que circula por la tubería tiene un 35.95% en peso de
parafinas asfaltenos e inorgánicos. Esto provoca la formación de cristales
y su sedimentación por gravedad en el fondo del tubo.
Agip Oil Ecuador hace limpieza con pigs una vez cada 15 días lo cual
debido al número de Reynolds laminar (Reynolds= 258.784) ya que es
muy bajo existe una mayor acumulación de parafina, asfaltenos y
sedimentos en la línea de flujo.
El SOTE envía el pig cada 3 meses ya que su número de Reynolds es
turbulento el cual permite que el fluido se mezcle con los inhibidores de
parafina y logre demorar el proceso de acumulación y aglomeración de
sus cristales
123
CAPITULO IV
CAPITULO IV
4. ANALISIS DE RESULTADOS.
4.1.
CONDICIONES DEL TRANSPORTE DEL CRUDO.
El caudal al que se transporta el crudo influye en la formación de depósitos
el tipo de flujo hace que parafinas asfaltenos, agua y sedimentos se
depositen o no en la tubería.
El tipo de flujo se caracteriza con el número de Reynolds que es un numero
adimensional.
Existen 3 tipos de flujo: Laminar, Transición y Turbulento
4.1.1. FLUJO LAMINAR.
Se llama flujo laminar al movimiento de un fluido cuando éste es ordenado,
estratificado, suave.
En un flujo laminar el fluido se mueve en laminas paralelas sin
entremezclarse y cada partícula de fluido sigue una trayectoria suave,
llamada línea de corriente. El flujo laminar es típico de fluidos a velocidades
bajas o viscosidades altas
124
Figura 4.1. Distribución de velocidades en un tubo con flujo laminar.
Fuente: Velazco L., (2008), Flujo laminar
Flujo laminar :
Ecuación:
[4.1]
Donde:
125
4.1.2. FLUJO TRANSICIONAL.
Entre los estados laminar y turbulento de la corriente, hay un estado mixto
o estado de transición. El flujo laminar se transforma en turbulento en un
proceso conocido como transición, a medida que asciende el flujo laminar
se convierte en inestable por mecanismos que no se comprenden
totalmente. Estas inestabilidades crecen y el flujo se hace turbulento.
Figura 4.2. Distribución de velocidades en un tubo con flujo transicional.
Fuente: Velazco L., (2008), Flujo transicional.
Flujo transición:
4.1.3. FLUJO TURBULENTO.
Se llama flujo turbulento al movimiento de un fluido que se da en forma
caótica, en que las partículas se mueven desordenadamente y las
trayectorias de las partículas se encuentran formando pequeños remolinos
aperiódicos,(no coordinados) a partir de la cual la trayectoria de la misma es
impredecible, más precisamente caótica.
126
Figura 4.3. Distribución de velocidades en un tubo con flujo turbulento.
Fuente: Alfred B.,(2006), Flujo Turbulento.
Flujo Turbulento:
4.2.
CALCULO DEL NUMERO DE REYNOLDS EN LA TUBERIA DE
AGIP OIL.
Para calcular el número de Reynolds que caracteriza el tipo de flujo en el
oleoducto CPF (Facilidades de Producción ubicadas en el Puyo)- Baeza,
necesitamos los datos de densidad API del crudo y viscosidad promedio.
Para ello tomamos de los análisis realizados en el laboratorio de Baeza por
la entidad inspectora encargada de estos análisis que es el CENTRO DE
TRANSFERENCIA Y DESARROLLO DE TECNOLOGIAS CTT de la
Universidad Central.
127
Figura 4.4. Análisis extra en Crudo – Baeza / Sampler.
Fuente: Ramos F, (2011), Procedimiento de Laboratorio para la extracción de parafinas.
128
Además se toma los resultados de la carta de rastreo de batches del
oleoducto de Agip Oil CPF Baeza.
Tabla 4.1. Control de Rastreo de batches por medio del sistema SCADA de
AOE desde CPF a Baeza.
SECONDARY PIPELINE
OD
Long.total
16,0 plg
Volumen total CPF – Baeza
Volumen hasta VAB 005 (Pto Napo)
Volumen desde VAB 005 hasta Sarayacu
Volumen desde Sarayacu hasta Baeza
Flujo Agip
23,250 BPD
Flujo Perenco
TOTAL
PUNTO
CPF (inicio)
VAB 001
95,854,58
Tiempo
estimado
91,54 Hrs
32,545,54
28,768,83
25,226,42
33,60 Hrs
29,70 Hrs
26,04 Hrs
135,6 Km
CPF-Sarayacu
63,29 Hrs
Sarayacu-Baeza
26,04 Hrs
Fecha y hora de salida de
CPF
dic/5/2008 1:01 AM
desde CPF hasta Puerto Napo
desde Yuralpa hasta Puerto Napo
23,250 BPD
desde Puerto Napo hasta Baeza
Fecha
estimada
de llegada
Hora
estimada
de llegada
1,23
dic/5/08
1:45 AM
0,74
1,23
dic/5/08
2:29 AM
717,17
0,74
1,23
dic/5/08
3:14 AM
15,00
717,17
0,74
1,23
dic/5/08
3:58 AM
0,500
15,00
717,17
0,74
1,23
dic/5/08
4:43 AM
1,0
0,500
15,00
717,17
0,74
1,23
dic/5/08
5:27 AM
Km 7,0
1,0
0,500
15,00
717,17
0,74
1,23
dic/5/08
6:11 AM
Km 8,0
1,0
0,500
15,00
717,17
0,74
1,23
dic/5/08
6:56 AM
Km 9,0
1,0
0,500
15,00
717,17
0,74
1,23
dic/5/08
7:40 AM
Km 10,0
1,0
0,500
15,00
717,17
0,74
1,23
dic/5/08
8:25 AM
Km 10,6
0,6
0,500
15,00
430,30
0,44
1,23
dic/5/08
8:51 AM
Km 11,0
0,4
0,500
15,00
286,87
0,30
1,23
dic/5/08
9:09 AM
Km 12,0
1,0
0,500
15,00
717,17
0,74
1,23
dic/5/08
9:54 AM
Km 13,0
1,0
0,500
15,00
717,17
0,74
1,23
dic/5/08
10:38 AM
Km 14,0
1,0
0,500
15,00
717,17
0,74
1,23
dic/5/08
11:22 AM
Km 15,0
1,0
0,500
15,00
717,17
0,74
1,23
dic/5/08
12:07 PM
LONGITUD
ESPESOR
DIAM.
INTERIOR
VOLUMEN
Tiempo
estimado
Velocidad
Km
plg
Plg
BBLS
Hrs
Ft/sc
Km 1,0
1,0
0,500
15,00
717,17
0,74
Km 2,0
1,0
0,500
15,00
717,17
Km 3,0
1,0
0,500
15,00
Km 4,0
1,0
0,500
Km 5,0
1,0
Km 6,0
TRAMO
Km 0,0
Fuente: Ramos F, (2011), Procedimiento de Laboratorio para la extracción de parafinas.
129
Calculo de la gravedad específica corregida del crudo.
Gravedad específica.
[4.2]
Densidad del crudo.
[4.3]
REYNOLDS Agip Oil Ecuador.
Datos:
[4.1]
130
REYNOLDS EN EL SOTE.
Datos:
AREA:
[4.4]
CAUDAL:
[4.5]
131
REYNOLDS SOTE.
[4.1]
Comparando al SOTE y la línea de flujo de AOE se puede constatar que
debido al Reynolds= 18469 (Flujo Turbulento) en el SOTE , ayuda a que los
inhibidores de parafina se mezclen con el fluido y logre demorar la
cristalización de la misma evitando la acumulación en las paredes de la
tubería por lo cual la limpieza se la realiza una vez cada tres meses, lo cual
no sucede con AOE ya que el Reynolds es de 258,784 (Flujo laminar) razón
por la cual la adherencia en las paredes de la tubería es inevitable lo cual
obliga a realizar la limpieza de la tubería cada 15 días.
4.2.1. DETERMINACIÓN DEL CAUDAL MÍNIMO AOE.
Para la determinación del caudal mínimo de flujo que disminuya la
formación de cristales y sedimentos se trabaja con el denominado
(Reynolds critico) que generalmente tiene un valor de 3800. Caudal mínimo
al cual debe circular el crudo.
Datos:
132
[4.1]
AREA:
[4.4]
133
CAUDAL:
[4.5]
En conclusión para evitar la acumulación de cristales y sedimentos, la línea
de flujo de AOE debería tener un caudal de 14197bbl/hr ya que no se puede
cumplir con este caudal, debido a que
AOE trabaja con un caudal de
965bbl/hr se debe pasar el pig cada 15 días debido a la acumulación de
cristales de parafina y sedimentos adheridos a las paredes de la tubería
A continuación se puede observar los resultados de las muestras tomadas
del crudo de AOE, realizados en los laboratorios de la Facultad de
Ingeniería Química de la Universidad Central del Ecuador, en las cuales se
puede observar el alto contenido de Parafinas, asfaltenos y sedimentos
razón por la cual la limpieza de la tubería se la debe realizar cada 15 días.
134
Figura 4.5. Análisis de residuos obtenidos de la limpieza con pig del
oleoducto CPF – Baeza. De la empresa AOE.
135
Figura 4.6. Análisis de residuos obtenidos de la limpieza con pig del oleoducto
CPF – Baeza. De la empresa AOE.
136
CAPITULO V
CAPITULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
5.1.
CONCLUSIONES.

A menor °API los crudos presentaron mayor porcentaje de
asfaltenos.

Un alto contenido de Agua y Sedimento en el crudo ocasiona
problemas de corrosión y taponamiento en los equipos.

Se verifica según la caracterización física química realizada en el
laboratorio
del
departamento
de
Petróleos
energía
y
contaminación de la Universidad Central del Ecuador (ver figuras
3.15 y 3.16) que el contenido promedio de parafinas en los
residuos de limpieza con pig obtenidos en Baeza es de 15,2%P, el
contenido de asfaltenos en estos mismos residuos es de 8,5%P
Sumados los dos contenidos es 23,7% que es un contenido alto
de estos productos nocivos.

Del análisis del contenido de parafinas, asfaltenos e inorgánicos
en línea realizados en campo de acuerdo al método descrito en el
numeral 3.5 se concluye que en el crudo que circula por la tubería
existe un 35.95% en peso de parafinas asfaltenos e inorgánicos.

El tipo de flujo caracterizado mediante el numero de Reynolds
incide en la mayor o menor formación de cristales de parafinas y
asfaltenos. El crudo en el oleoducto de AOE tiene un régimen
laminar (Reynolds = 258,784) esto provoca la formación de
cristales y su sedimentación por gravedad en el fondo del tubo.

El mejor régimen de flujo es el turbulento (Reynolds > 3600) ya
que al tener la distribución de velocidades de flujo igual en
137
cualquier punto del fluido no permite la formación de cristales y su
deposición.

De la comparación del régimen de flujo del SOTE y el oleoducto
AOE se verifica que el SOTE requiere una limpieza con pig una
vez cada 3 meses (Reynolds = 18469) el oleoducto AOE requiere
una limpieza cada 15 días (Reynolds = 258,784).

El promedio de depósitos luego de cada limpieza quincenal con
pig en AOE es de 12Kg.
5.2.

RECOMENDACIONES.
Para evitar la acumulación de sedimentos en la tubería es
necesario incrementar el número de Reynolds (la velocidad de
flujo), ya que este es laminar.

Se debe manejar el régimen de flujo, incrementando el caudal al
Reynolds critico para disminuir la incidencia de depósitos de
parafinas asfaltenos sedimentos y materia inorgánica en el
oleoducto AOE.
138
GLOSARIO DE TERMINOS.
Absorción: La incorporación de una substancia en otra, de tal manera
que la substancia absorbida pierde sus características identificables,
mientras que la substancia absorbente conserva la mayoría de sus
aspectos físicos originales.
Aditivo: Sustancia que se añade en pequeñas proporciones a un medio
para provocar un cambio ventajoso en alguna de sus propiedades.
Adsorción: Adhesión de las moléculas de gases o líquidos a la
superficie de cualquier metal u otra sustancia.
Asfáltenos: Son una familia de compuestos químicos orgánicos, resultan
de la destilación fraccionada del petróleo crudo y representan los
compuestos más pesados y por tanto, los de mayor punto de ebullición.
Biofouling: Es el término aplicado a la formación de depósitos de
organismos vivientes o sus productos de descomposición que cubren
parcial o totalmente estructuras con el medio líquido circundante.
Condensado: Hidrocarburo líquido resultado de enfriamiento de los
vapores de un crudo o de un gas húmedo.
Corrosión metálica: Deterioro de un metal, generalmente un metal por
la reacción química ó electroquímica con su medio.
Disolvente: Líquido en el cual se disuelven los activos para facilitar el
manejo del producto, este puede ser agua o cualquier solvente orgánico
como diesel, queroseno, aromina, diáfano, alcohol isopropílico, alcohol
metílico, por mencionar algunos. Este componente no toma parte en la
eficiencia del inhibidor de corrosión, ya que solamente es el vehículo,
139
pero tiene que ser compatible con el sistema a tratar y no alterar la
calidad del fluido a tratar.
Gas amargo: Gas natural que contiene azufre en forma de Sulfuro de
Hidrógeno y mercaptanos.
Gas Asociado: Gas que contiene una proporción de hidrocarburos
condensables y que son recuperables como líquidos a la presión y
temperatura ambientales.
Gas Húmedo: Gas que contiene agua en alguna proporción.
Gas seco: Gas natural con poco contenido de licuables, en cuya
composición predomina el metano.
Ingrediente activo: Sustancia contenida en una formulación que actúa
como inhibidor de la corrosión. Una formulación puede contener una o
más sustancias o componentes activos.
Inhibidor de corrosión tipo fílmico: Es un compuesto químico
orgánico, que al dosificarse al interior de los ductos forma una película
entre la pared metálica y el medio corrosivo disminuyendo la velocidad
de corrosión interior.
Inhibidor de corrosión: Compuesto químico o formulación, ya sea
orgánico o inorgánico, que se adiciona al fluido transportado en
concentraciones adecuadas para controlar o reducir la corrosión.
Medio amargo: Se define al fluido que contiene sulfuro de hidrógeno.
Medio Dulce: Se define al fluido que contiene bióxido de carbono.
Método de polarización lineal: Es el método que se basa en perturbar
el sistema +/- 20milivolts, a partir del potencial de corrosión y medir la
140
corriente neta dada por el sistema. La pendiente de la gráfica corriente vs
potencial, proporciona el valor de Rp (resistencia a la polarización), para
posteriormente calcular la velocidad de corrosión.
Método de resistencia eléctrica: Es el método que se basa en la
variación de la resistencia del electrodo que se encuentra en contacto
con el fluido, debido a la disminución de la sección transversal del
mismo, por efecto corrosivo del medio.
Mezcla aditiva: Mezcla de dos o más compuestos inhibidores de
corrosión, los cuales no interfieren entre sí para mejorar o disminuir la
protección que se esperaría de cada uno aisladamente.
Mezcla antagónica: Mezcla de dos o más compuestos inhibidores de
corrosión que en forma conjunta tienen un efecto contraproducente,
presentando niveles de protección inferiores a los esperados de cada
compuesto aisladamente.
Mezcla envenenante: Mezcla de dos o más compuestos inhibidores de
corrosión que en forma conjunta aceleran el proceso de corrosión.
Mezcla sinérgica: Mezcla de dos o más compuestos inhibidores de
corrosión que en forma conjunta alcanzan niveles de protección mayores
a los esperados de cada compuesto aisladamente.
Monitoreo de la corrosión: Determinación de la velocidad de corrosión
en tiempo, mediante la aplicación de diferentes técnicas gravimétricas y
electroquímicas.
Parafina: Familia de hidrocarburos alifáticos saturados (alkanos), con
fórmula general C(n)H(2n+2) caracterizados por su poca afinidad con los
agentes químicos. Forma masas incoloras o blancas, inodoras, ligeras y
untuosas al tacto que son solubles en benceno, éter, cloroformo, aceites
141
y sulfuro de carbono. Son poco reactivas. Se usan para fabricar velas,
papel etc.
Pigs Calibradores: Los pigs calibradores o “Gauging Pigs” son usados
luego de la construcción de la tubería para determinar si hay alguna
obstrucción en la líneas. Esto asegura que la ovalidad de la línea está
dentro de la tolerancia aceptada. El plato calibrador va en el frente o en
la parte trasera del pig y es hecho de acero suave o aluminio.
Pigs de Desplazamiento: Los pigs de desplazamiento desplazan un
fluido con otro. Pueden ser bidireccionales o unidireccionales. Se usan
en fases de pruebas y puesta en marcha de la tubería.
Pigs de Limpieza: Los Pigs de limpieza son diseñados para remover
sólidos o desechos acumulados en la tubería.
Esto incrementa la
eficiencia y baja los costos de operación.
Pigs Transmisores: Ocasionalmente los pigs se quedan atascados en
una línea. La ubicación del pig atascado puede ser localizada usando un
pig detector con un transmisor dentro de su cuerpo. El transmisor emitirá
una señal para que pueda ser localizado con un recibidor. Luego de que
el pig es localizado, la línea puede ser excavada y abierta y el pig puede
ser removido. Los transmisores normalmente se instalarán en un pig de
cuerpo metálico, de poliuretano sólido o un Pig.
Sonda corrosimétrica: Elemento electrónico de medición de velocidad
de corrosión por el principio de operación de resistencia eléctrica o
resistencia a la polarización lineal, el cual mediante el apoyo de
instrumentación
adecuada
puede
obtener
registros
instantáneos
acumulados, locales o remotos.
142
TBN: Abreviatura de Total Basic Number (Nº Total de Basicidad). Se
expresa en mg KOH/g de muestra, e informa del poder para neutralizar
los ácidos procedentes de la combustión
Técnica electroquímica: Métodos de análisis basados en principios
electroquímicos.
Técnica gravimétrica: Método de análisis basado en pérdida de peso
que sufre un material por efecto de la corrosión.
Testigo
corrosimétrico:
Espécimen
de
material
metálico
de
especificación conocida, también denominado “cupón”, que se utiliza
para hacer observaciones y mediciones gravimétricas de velocidad de la
corrosión.
143
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46097183.1346097183.1&__utmb=57183541.2.10.1346097183&__utmc=
57183541&__utmx=&__utmz=57183541.1346097183.1.1.utmcsr=(direct)|u
tmccn=(direct)|utmcmd=(none)&__utmv=-&__utmk=91624542
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145
ANEXOS
ANEXO 1. Análisis de Sedimentos en solido residuales – Baeza.
146
ANEXO 2. Análisis de sedimentos en Crudo
147
ANEXO 3. Análisis de un rastreo de baches en Crudo – Baeza.
148
ANEXO 4. Análisis en Crudo – CPF.
149
150
151
ANEXO 5. Análisis Punto de inflamación en crudo – Baeza.
152
153