09. significado práctico de algunas mediciones de

Estudios y Servicios Petroleros
o
NOTA TECNICA N 9
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SIGNIFICADO PRACTICO DE ALGUNAS MEDICIONES DE LABORATORIO
La comunicación entre usuario (personal de campo, proyectos o ingeniería) y laboratorio ha
seguido en nuestro país una forma tradicional.
En la forma tradicional de comunicación usuario – laboratorio se distinguen seis etapas (
Ostroff ) :
Etapa 1: Definición del problema: a cargo del usuario.
Etapa 2: Muestreo: a cargo del usuario o laboratorio.
Etapa 3: Eliminación de interferencias: laboratorio.
Etapa 4: Medición: laboratorio.
Etapa 5: Procesamiento de datos: laboratorio / usuario.
Etapa 6: Solución del problema: usuario.
La transformación de la industria y la desaparición de los laboratorios centrales de G.D.E. e
Y.P.F., ha derivado en la necesidad, por parte del usuario, de recurrir a laboratorios especializados a
bien a laboratorios de análisis industriales.
Los laboratorios especializados ofrecen servicios “a medida” a la industria. Usualmente están
dirigidos y aun operados por gente que se formo en los laboratorios centrales y en la forma tradicional
de comunicación usuario – laboratorio. Sin embargo, los dos protagonistas formaron parte de un todo
por muchos años, lo que facilito el conocimiento del problema por parte del laboratorio.
Algo similar sucede en la operadoras internacionales con sus “research centers” cuando se los
integra a proyectos locales.
¿PARA QUE SE RECURRE AL LABORATORIO?
Una muestra es enviada al laboratorio para responder alguna de las siguientes preguntas:
1.- ¿Que es?
Se contesta conociendo la composición, por ejemplo, análisis de
un residuo orgánico o una incrustación.
2.- ¿Cuales son sus propiedades?
Se contesta midiendo, por ejemplo, la viscosidad.
3.- ¿Cuanto hay alli?
Se contesta analizando los componentes condensables del gas, por
ejemplo.
4.- ¿De donde proviene?
Se contesta por ejemplo determinando si un sedimento de tanque
contiene material de formación.
Como vemos, responder a las necesidades del usuario obliga al laboratorio a recurrir a una
cantidad de mediciones de laboratorio que pueden resumirse en dos grupos:
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a) Determinación de propiedades, usualmente físicas.
b) Análisis de la muestra, por métodos químicos.
En la Tabla I pueden observarse, según el tipo de la muestra, las mediciones más usuales de
las que dispone el laboratorio para responder la consulta del usuario.
Tabla 1
QUE SE BUSCA CONOCER Y COMO SE RESUELVE
Que busca conocer
el usuario
------------------------¿Composición que es?
Como resuelve el problema el laboratorio
Gas
Petróleo / Condensado
Agua
------------------- --------------------------------------------- --------------------GC (1)- H2SGC- SARA – Asfaltenos – Parafinas
Especies disueltas
R2S – inertes
GCMS – Agua – Sedimentos - BSW y no disueltas
Propiedades Físicas
Se calculan a
partir de la
composición
CP- PP – Viscosidad – Densidad
Resistividad
Densidad
Viscosidad
Propiedades
Temodinamicas
Usualmente
calculado de la
composición
RVP – D 86
Compresibilidad
Nota (1) ver abreviaturas al final de la NT
Existe otra perspectiva del tema que es la utilización del recurso laboratorio para resolver
problemas de ingeniería. En este caso se solicita al laboratorio la obtención de un parámetro específico
que se utilizara en los procedimientos de cálculo o comparara con especificaciones del comprador o
vendedor, veamos algunos casos.
Tabla 2
NECESIDAD Y RECURSO
GAS NATURAL
Contenido de inertes en G.N.
Contenido de condensables C6+
Cálculo punto de rocío (hidrocarburos)
Azufre entero en GN
GC – Ai
GC
GC - AE
Análisis H2S y R2S
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PETROLEO - CONDENSADO
Cálculo de pérdidas
Simulación procesos / operaciones
Predicción de depósitos
Destilación D 86 - RVP
GC – GCMS
Asfaltenos – SARA – Parafinas – Viscosidad
AGUAS SUBTERRANEAS
Formación de incrustaciones
Problemas de inyectividad
Estudios Geoquímicos
Perfilaje
Corrosión Química
Corrosión Bacteriológica
AGC
AGC - SES
AQi
AGB
AQGD
AQB
LA TOMA DE MUESTRA
Es altamente recomendable que el usuario trate con el laboratorio, si se recurre a un laboratorio
especializado, el mejor procedimiento de toma de muestra.
Recomendamos nuestra NT 4 para el tratamiento general de toma de muestras.
Cuando se envía al laboratorio una muestra, es recomendable que el usuario provea tanta
información como disponga que defina la dificultad operativa en estudio o las condiciones bajo las
cuales la muestra fue obtenida.
EL LABORATORIO COMO CONSULTOR
Una tercera perspectiva del tema es aquella en la cual el usuario recurre al laboratorio porque se
ha detectado una anomalía o dificultad operativa y debe conocerse, mediante el análisis, la probable
causa de la misma.
Cuando se ha encontrado un deposito inorgánico en un intercambiador de planta de gas o bien
cuando se observa un excesivo consumo de glicol en una planta, el usuario recurre al laboratorio
buscando en el su apoyo experimentado.
Los laboratorios especializados son una muy buena “base de datos de problemas”. El
problema que un usuario tiene por primera vez muy probablemente ya fue diagnosticado por el
laboratorio para otro usuario, veamos algunos casos.
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Tabla 3
DIFICULTAD OPERATIVA Y DIAGNÓSTICO DEL LABORATORIO
Dificultad Operativa
-----------------------------------------------------------------Excesivo consumo de glicol
Baja eficiencia de regeneración de glicol
Formación de incrustaciones en equipos de proceso
Aumento de sólidos en el circuito de inyección de agua
Corrosión en un circuito de amina
Formación de sedimentos en separadores de gas
Diagnóstico del Laboratorio
----------------------------------------------------Ingreso a planta de fluidos de fractura.
Elevados sólidos, problemas de espuma.
Ingreso de agua en corrientes de gasolina.
Excesiva actividad bacteriana.
Exceso de sales térmicamente estables
(HTT).
Productos de corrosión removibles con
ácidos diluidos, no removibles con
solventes convencionales.
En estos casos el laboratorio actúa como consultor analítico porque recae sobre su
responsabilidad la elección del recurso adecuado de análisis.
SIGNIFICADO PRACTICO DE ALGUNAS MEDICIONES
En esta parte de la nota revisaremos el significado y las aplicaciones más difundidas de un
grupo reducido de mediciones usuales de laboratorio especializado.
MEDICIONES SOBRE PETROLEO
La mayor parte de las mediciones sobre petróleo pueden efectuarse mediante procedimientos
estandarizados (ASTM, IP, AFNOR, API).
PESO ESPECÍFICO Y DENSIDAD
Densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad API en crudos o productos líquidos de
petróleo por el método de hidrómetro (densimetro) son descriptas en la norma ASTM D 1298.
Densidad es la masa (peso en vacío) de líquido por unidad de volumen a 15 oC. Densidad relativa
(gravedad específica) es la relación de masa de un volumen dado de liquido a 15 oC (60 oF) a la masa
de igual volumen de agua para la misma temperatura. Se reporta a 60/60 oF.
La gravedad API es una función de la DR 60/60 oF. Toda lectura a otra temperatura que no sea
la especificada de referencia es un valor observado, los valores observados deben ser convertidos a 15
o
C si son densidad y 60 oF si son de densidad relativa o oAPI.
Esta medición se emplea para caracterizar un hidrocarburo, controlar si un derivado se
encuentra en especificación (o contaminado), efectuar transacciones comerciales (el precio del crudo se
asigna según el apartamiento de la densidad de la de un crudo de referencia, por ejemplo WTI.
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TENSIÓN DE VAPOR (RVP)
Es una indicación de la presión que ejercerá un material dentro de un recipiente cerrado y tiene
especial importancia para los materiales cuyos puntos de ebullición son tan bajos que no pueden ser
destilados a presión atmosférica sin serias pérdidas.
Este dato es importante con respecto a la seguridad en el transporte, sellos con vapor, en la
conducción de gasolinas, diseño de tanques de almacenaje y cálculos de pérdidas.
El ensayo ASTM D 323 es empleado para productos volátiles no viscosos y la temperatura de
ensayo es 37.8 oC. Las gasolinas naturales, por ejemplo se dividen en 24 grados según sea su RVP y el
% evaporado a 60 oC. Físicamente tensión de vapor y punto de burbuja son intercambiables.
PUNTOS DE INFLAMACIÓN Y COMBUSTIÓN
Son indicaciones más amplias del alcance y naturaleza de la curva de punto de ebullición.
Designan respectivamente la temperatura a la cual el vapor que se desprende de un líquido se
inflamara o explotara instantáneamente en presencia de una llama y la temperatura a la cual se
desprenden vapores a una velocidad suficiente para mantener combustión continua cuando se enciende
una llama pequeña. Estos ensayos indican la temperatura bajo la cual puede manipularse un
combustible sin peligro de incendio. Los instrumentos comunes de medición son los de crisol abierto
(ASTM D 92) y cerrado (ASTM D 93).
VISCOSIDAD DINAMICA
Es la medida de la resistencia de un fluido a fluir (menos viscoso – más fluido). Es afectada por
la temperatura y en menor medida por la presión. Su unidad si es el mPa.s (milipascal segundo)
equivalente a centipoise. Las mediciones de viscosidad pueden ser absolutas o relativas (aparentes).
Las absolutas son las que pueden medirse con instrumentos que miden el arrastre viscoso conocido o
calculable sea este o no uniforme. Los tres grupos de viscosímetros más difundidos en la industria
petrolera son:
Fundamento
Tipo
Marca Característica
abs/relativo
Cilindros coaxiales
Rotativo
Fann – Brookfield – Haake – Ferranti
abs
Capilares
Cinemáticos
Varios según diseño
abs
Flujo por Orificio
Cinemáticos
Saybolt – Furol
abs
Existen varios métodos ASTM para medición de viscosidad pero el único absoluto esta
descripto en las normas ASTM D 445 y D 4486 para viscosimetros cinemáticos. La unidad de
medición es el centistoke (centiPose = centistoke / densidad relativa).
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La viscosidad se emplea para caracterizar fluidos, cálculos de transporte y estudios de
reservorio.
PUNTOS DE ESCURRIMIENTO (PP) Y ENTURBIAMIENTO (CP)
El PP de un petróleo es la más baja temperatura a la cual el petróleo fluirá, bajo condiciones de
norma (ASTM D 97). La falla para fluir puede ser atribuida a la formación de parafina sólida en una
masa de petróleo pero también puede ser debida al efecto de la elevada viscosidad. El CP es la
temperatura de inicio de la formación de cristales de parafina, puede visualizarse en petróleos claros o
derivados (ASTM D 97). CP y PP son útiles para caracterizar crudos, cálculos de transporte por
oleoducto y almacenaje en tanques.
PARAFINAS DEL PETROLEO
Las parafinas del crudo son los hidrocarburos lineales con rango de átomos de carbono entre 20
y 50. Son solubles en la masa de petróleo pero solidifican a baja temperatura aumentando la viscosidad
y llegando a solidificar el petróleo (PP).
En los petróleos negros (debido a la presencia de asfaltenos) se separan los compuestos polares
y la parafina se determina por gravimetria precipitándola del petróleo con una mezcla de solventes a
baja temperatura.
Constituyen, junto con los asfaltenos la fracción orgánica de los depósitos de pozos. El
contenido de parafinas en los petróleos se determina para caracterizar el petróleo y estudiar problemas
de depósitos. Mediante GC puede estudiarse en detalle la composición de la parafina para trabajar en
simuladores y cálculos afines.
MEDICIONES SOBRE GASES Y AFINES
El método analítico casi universal para el análisis de los hidrocarburos del gas natural es la
cromatografia gaseosa. Según la necesidad del usuario el análisis puede concentrarse en los productos
condensables (superiores a C6), inertes (dióxido de carbono, nitrógeno, oxigeno) o en otros
componentes. La mayor parte de las propiedades del gas natural pueden calcularse a partir de su
composición: punto de roció (de hidrocarburos), poder calorífico, gravedad especifica y peso
molecular son los más comunes.
Vinculados con el tratamiento de gas, se encuentran los análisis de glicoles – empleados para
deshidratar el gas y de aminas – empleados para remoción de gases ácidos (dióxido de carbono y
sulfuro de hidrogeno).
Glicoles y Aminas requieren de un conjunto de mediciones conducentes a medir el apartamiento
por uso de los valores originales (material sin uso).
Algunas mediciones están normalizadas pero la mayoría son propietarias de los proveedores o
los laboratorios especializados.
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La interpretación de los resultados analíticos permite: Decidir la necesidad de reposición,
efectuar correctivos de proceso y diagnosticar problemas operativos.
MEDICIONES SOBRE AGUAS
La mayor parte de las mediciones efectuadas en el upstream sobre las aguas están vinculadas a
las aguas subterráneas (de formación). La mediciones caen en cinco grupos:
1.
2.
3.
4.
5.
Minerales solubles.
Compuestos orgánicos solubles.
Gases disueltos.
Sólidos suspendidos.
Otras propiedades como pH y resistividad.
Las mediciones 4 y 5 son en general requeridas para fines geoquimicos : estudios de aguas
intrusivas, análisis de perfiles eléctricos y estudios de reservorio.
Los gases disueltos ( oxigeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrogeno ) se vinculan con la
existencia de procesos corrosivos y evalúan a tal fin.
Los sólidos suspendidos esta directamente vinculados con la inyectividad del agua dentro del
reservorio. Todo proyecto que involucre inyección de agua requiere mediciones de contenido,
composición y distribución de tamaño de sólidos suspendidos las normas API RP 45 y NACE son, en
general las más empleadas como guía de mediciones.
ABREVIATURAS
GC
– Cromatografia en fase gaseosa.
H2S
- Contenido de ácido sulfhídrico en gas.
R2 S
– Contenido de mercaptanos en gas.
SARA
– Compuestos saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos del petróleo.
Asf.
- Contenido de asfaltenos en crudo.
Parf.
– Contenido de parafinas en crudo o condensado.
GCMS
– Cromatografia en fase gaseosa con detección por espectrometria de masas.
BSW
– Contenido de agua y sedimento.
Agua
– Contenido de agua por destilación.
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Sedim.
– Contenido de sedimento (por extracción).
CP
– Punto de enturbiamiento (Cloud point).
PP
– Punto de escurrimiento (Pour point).
RVP
– Presión de vapor Reíd.
D-86
– Destilación a presión atmosferica.
GC – AI – Cromatografia de gases con análisis de inertes.
GC – AE – Cromatografia de gases con análisis extendido.
AGC
– Análisis geoquimico completo.
SES
– Concentración y composición de sólidos en suspensión.
AQB
– Análisis geoquimico básico.
AQGD – Gases disueltos (análisis químico).
AQBac. – Análisis químico bacteriológico.
G.P.A. Estudios y Servicios Petroleros S.R.L
Remedios 2715 C1406HCC Ciudad Autónoma de Buenos Aires
Telefax: (011) 4392-0618
E-mail: gpasrl@ Speedy.com.ar