transport eee

QUMICA DEL PETRLEO.

Parte 2. Transporte

DANIEL RICARDO MOLINA V.

M.Sc. , Ph.D.

FACULTAD DE CIENCIAS

ESCUELA DE QUMICA

2014

- Transporte en Colombia. - Oleoductos. - Poliductos. - Gasoductos

- Problemas

- Estabilidad de crudos y compatibilidad de crudos

- Mtodos. - ndices. - Transmisin radiacin electromagntica. - Otros. - Mtodos de prediccin

http://www.ecopetrol.com.co/especiales/Informe%20de%20Gesti%C3%B3n%20y%20Finanzas%202011/transporte2_01.html

http://www.ecopetrol.com.co/contenido.aspx?catID=127&conID=36123

http://www.ecopetrol.com.co/contenido.aspx?catID=127&conID=36123&pagID=127172

http://www.ecopetrol.com.co/contenido.aspx?catID=127&conID=36123&pagID=127173

Oleoducto Cao Limn-Coveas: tiene 770 kilmetros de longitud y a travs de l se transportan los crudos producidos en el campo Cao Limn (Arauca).

Oleoducto del Alto Magdalena:transporta los crudos que se obtienen en el Valle Superior del Magdalena y en el cual Ecopetrol participa con el 49%

Oleoducto Central S.A. (Ocensa): con 790 kilmetros de longitud, transporta fundamentalmente los crudos del piedemonte llanero (Cusiana- Cupiagua) hasta el terminal martimo de Coveas.

Oleoducto Colombia: tiene 481 kilmetros y conecta la estacin de Vasconia con el puerto de Coveas. Ecopetrol tiene el 42.5% de participacin

http://www.ecopetrol.com.co/especiales/mapa_infraestructura.htm

Fig.2. Obstruccin de tuberas debido

a depsitos orgnicos del Campo

Colorado.

Fig.1. Esquema general del proceso de

extraccin de crudo.

PROBLEMAS !!!!!

ASFALTENOS !!!!!

ESTABILIDAD Y COMPATIBILIDAD DE CRUDOS

http://www.ecopetrol.com.co/contenido.aspx?catID=127&conID=36123

AROMATICOS

CRUDO PESADO

ASFALTENOS MALTENOS

SATURADOS

ACEITESRESINAS

n-C7, n-C5

Acetona 0C

y -10C

Dimetilformamida

hjj

hrtrtyh

d

d

AROMATICOS

CRUDO PESADO

ASFALTENOS MALTENOS

CRUDO PESADO

ASFALTENOS MALTENOS

SATURADOS

ACEITESRESINAS ACEITESRESINAS

n-C7, n-C5

Acetona 0C

y -10C

Dimetilformamida

hjj

hrtrtyh

d

d

Tolueno

SATURADOS AROMTICOS RESINAS ASFALTENOS : SARA

ESTABILIDAD DE CRUDOS vs. SARA

ASTM-2007 standard method

The colloidal instability index (CII) was calculated using eq. 1, and it is defined as the mass ratio between the sum of the asphaltenes and saturates and the sum of the peptizer agents (aromatics and resins).*

=(% + %)

(% + %)

* Karlsson, R.; Isacsson, U. Energy & Fuels, 2003, 17, 1407-1415.

Avila, C., Russo, A., Flores, E. et al. 2001. A Field Methodology to Estimate the Zone of Maximum Probability of Asphaltene Precipitation Occurrence. Presented at the SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, Buenos Aires, 2528 March. SPE-69531-MS. http://dx.doi.org/10.2118/69531-MS

Ali Chamkalani . ISRN Analytical Chemistry. Volume 2012 (2012), Article ID 219276, 6 pages

Tendency of CII from SARA components of Colombian crude oils: crude 1 (asphaltenes

= 0.6 wt %), crude 2 (asphaltenes = 3.7 wt %), and crude 3 (asphaltenes = 14.2 wt %).

Molina D., Angulo F.; Dueez F.; Guzmn A. Energy & Fuels 2014, 28, 1802 - 1810

Fan and his coworkers* related the refractive index of oil, (RI)oil, to the SARA fraction by the following empirical equation:(RI)oil=0.001452S+0.0014982A+0.0016624(+As), where S is Saturate, A is aromatic, is resin and AS is asphaltene percent. PRI as the refractive index at the onset asphaltene precipitation and proposed that the difference between the refractive index of the oil (RI)oil and PRI can be used as a measure of the asphaltene stability, defined(RI)=(RI)oilPRI. And proposed the following stability criteria:( (i)crude oil with (RI)>0.060 are more likely to have stable asphaltenes (ii)crude oil with (RI)

ESTABILIDAD DE CRUDOS MTODOS

The term stability can be understood as a measure of the tendency of the asphaltenes to precipitate in relation to the oil. An evaluation of the colloidal stability of crude oils involves determining the solubility profile or solubility distribution of the asphaltenes in these materials, and this evaluation can be described by different models and indices. Some of these indices involve the experimental determination of the precipitation of the asphaltenes by the addition of a nonsolvent to the oils or solutions of oils in aromatic solvents, e.g.,

- the Heithaus titration (P-index or Po). (Heithaus, J.J. J. Inst. Petrol. 1962, 48, 4553).T - The colloidal instability index (CII); (Karlsson, R.; Isacsson, U. Energy & Fuels, 2003, 17, 1407-1415. - The toluene equivalence (TE) and the Bureau of Mines correlation index

toluene equivalence (BMCI TE). (Asomaning, S. Petroleum Science and Technology, 2003, 21, 581-590.) - The filter drop spreading method. (Carnahan, N. F.; Salager, J-L.; Antn, R.; Dvila, A. Energy & Fuels, 1999,

13, 309 -314.)

- The Heithaus titration. (Karlsson, R.; Isacsson, U. Energy & Fuels, 2003, 17, 1407-1415.) - The turbidimetric titration. - The Hansen solubility parameters.

*Moura, L. G. M.; Santos, M. F. P.; Zilio, E. L.; Rolemberg, M. P.; Ramos, A. C. S. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2010, 74, 77-87.)

Some of these have used light transmission: - Refractive index. - Light scattering by particles. - NIR solids detection - fluorescence spectroscopy.

Others: - Viscosimetry. - Conductivity. - Heat transfer analysis. - Critical voltage. - Electric field. - Zeta potential. - Filtration and other similar procedures are the only options.

Prediction models using spectroscopy data in conjunction with chemometric techniques: - Near-infrared (NIR) spectroscopy in the range of 11002250 nm, together with a latent-variable regression technique,13 NIR and PLS. (Macho, S.; Larrechi, M.S. Trends in Analytical Chemistry, 2002, 21, 799-806.)

Tipo de solvente. El solvente produce cambios significativos en la cantidad de asfaltenos precipitados. Para explicar estas diferencias es necesario considerar el poder del solvente o del lquido precipitante utilizado, el cual est directamente relacionado con las propiedades moleculares del mismo. El poder del solvente se expresa en trminos del parmetro de solubilidad de Hildebrand, , e igualado a la presin interna del solvente, que es:

21

*V

21

V

E V

21

V

RTH v

El parmetro de solubilidad de solventes no polares, est relacionado con la energa de vaporizacin V y el volumen molar:

donde V, es el calor de vaporizacin, R, es la constante universal de los gases y T, es la temperatura absoluta (K)

: tensin superficial y V: volumen molar

AROMATICOS

CRUDO PESADO

ASFALTENOS MALTENOS

SATURADOS

ACEITESRESINAS

n-C7, n-C5

Acetona 0C

y -10C

Dimetilformamida

hjj

hrtrtyh

d

d

AROMATICOS

CRUDO PESADO

ASFALTENOS MALTENOS

CRUDO PESADO

ASFALTENOS MALTENOS

SATURADOS

ACEITESRESINAS ACEITESRESINAS

n-C7, n-C5

Acetona 0C

y -10C

Dimetilformamida

hjj

hrtrtyh

d

d

Tolueno

- Mtodo comn: SPOT TEST (prueba de la mancha de gota) es una de las tcnicas ms utilizadas, ya que es muy bsica y fcil de realizar. Sin embargo, es muy subjetiva y puede conducir a resultados inexactos.

MTODOS MEDICIN ESTABILIDAD CRUDOS PESADOS

- valor P" (P-VALUE), es ms objetiva que la prueba de la mancha, pero no siempre discrimina entre los combustibles con estabilidades similares y tambin es una prueba que consume mucho tiempo.

- Mtodo Octel-Turbiscan (ASTM D7061-04): Octel ha desarrollado un mtodo que utiliza la Turbiscan y es una prueba muy rpida. En slo 15 minutos se puede medir la estabilidad de los asfaltenos. Los estudios realizados sobre una serie de muestras han demostrado que el mtodo es ms preciso que otras tcnicas, tales como el ensayo de la gota o la valor de p. El mtodo es sencillo y puede realizarse en campo ya que el Turbiscan es un equipo transportable.

MTODOS DE PREDICCIN

According to the CII: - CII0.9, the asphaltenes are unstable in the medium. - 0.7CII

Tendency of CII from SARA components of Colombian crude oils: crude 1 (asphaltenes


According to the CII: - CII0.9, the asphaltenes are unstable in the medium. - 0.7CII

Tendency of Po from SARA components of Colombian crude oils: crude 1 (asphaltenes


Typical 1H NMR spectra of Colombian crude oil: crude 1 (red; asphaltenes = 0.6 wt %),

crude 2 (green; asphaltenes = 3.7 wt %), and crude 3 (blue; asphaltenes = 14.2 wt %).

Relative percentage of chemically different hydrogen atoms obtained from 1H NMR

spectra of three crude oils: crude 1 (red; asphaltenes = 0.6 wt %), crude 2 (green;

asphaltenes = 3.7 wt %), and crude 3 (blue; asphaltenes = 14.2 wt %).

Experimental and predicted Po (eq 4) and CII (eq 5) for Colombian crude oils using PLS

correlation.

Experimental and predicted Po and CII for Colombian crude oils using MLR correlation.

Coefficients of model Po (MLR model).

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