DETERMINACION DEL MODELO REOLOGICO A CONDICIONES DE PRESION DE YACIMIENTO DE UNA MEZCLA PRESERVADA DE HIDROCARBURO

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA

SECCIÓN DE ESTUDIOS DE POSGRADO E INVESTIGACIÓN

DETERMINACIÓN DEL MODELO REOLÓGICO A CONDICIONES DE PRESIÓN DE YACIMIENTO DE UNA MEZCLA PRESERVADA DE HIDROCARBURO

T E S I S

QUE PARA OBTENER EL GRADO DE:

M A E ST R O E N C I E N C I A S

C O N E S P E C I A L I D A D E N

I N G E N I E R Í A M E C Á N I C A

PRESENTA.

ING. OSCAR NOÉL REYES PEDRAZA

DIRECTOR DE TESIS

EXTERNO INTERNO Dr. SIMÓN LÓPEZ RAMÍREZ Dra. RITA AGUILAR OSORIO

INTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

En esta tesis se presenta el trabajo experimental para obtener el comportamiento de la viscosidad de una muestra preservada de hidrocarburo, con la variación del caudal (20-120 cm3/hr) a diferentes temperaturas (5 ºC, 20 ºC, 60 ºC, 80 ºC, 100 ºC y 130 °C) y a la presión de yacimiento de 53.77 MPa (7800 psi).

Con los resultados experimentales, de la viscosidad, se desarrollaron modelos reológicos, con la finalidad de analizar el comportamiento de la viscosidad de la muestra preservada de hidrocarburo. Para desarrollar los modelos reológicos, primero se obtuvo experimentalmente la viscosidad, con la implementación de un viscosímetro capilar el cual consistió de un diámetro interior de 1.49 mm y una longitud de 3.254 m. El equipo utilizado para desarrollo del trabajo experimental fue una bomba de desplazamiento positivo y una celda Bulk. El viscosímetro se instaló dentro de la celda donde se llevaron acabo las pruebas.

ABSTRACT

In this thesis the experimental work appears to obtain the behavior of the viscosity of a preserved sample from hydrocarbon, with the change of the flow (20-120 cm3/hr) to different temperatures (5 ºC, 20 ºC, 60 ºC, 80 ºC, 100 ºC and 130 °C) and to the pressure of reservoir of 53.77 MPa (7800 psi).

With the experimental results, of the viscosity, in this work developed reological models, with the purpose of analyzing the behavior of the viscosity of the sample preserved from hydrocarbon. To develop the reological models, first was obtained the viscosity experimentally, with the implementation of a capillary viscometer, which had of an interior diameter of 1.49 mm and a length of 3.254 m. The equipment used for development of the experimental work was a bomb of positive displacement and a cell Bulk. The capillary viscometer install inside the cell where the tests made.

INDICE

Página

Relación figuras i

Relación de tablas iv

Resumen vi

Abstract vii

Nomenclatura viii CAPITULO 1

INTRODUCCIÓN

1.1 Generalidades 2

1.1.1 El petróleo 3

1.1.2 Yacimientos o depósitos del Petróleo 3

1.2 Clasificación del Petróleo 5

1.3 Composición del Petróleo 8

1.4 Tipos de petróleo en México 12

1.4.1 Reservas 12

1.5 Relevancia del aceite pesado 14

1.6 Reología 15

1.7 Planteamiento del problema 17

1.8 Justificación 18

1.9 Objetivos generales 19

1.9.1 Objetivos particulares 19

1.10 Alcance 19

CAPITULO 2

REVISIÓN BIBLIOGRAFICA

2.1 Diversos usos de los viscosímetros capilares 21

2.2 Mediciones a aceites 30

CAPITULO 3

TRABAJO EXPERIMENTAL PARA LA OBTENCIÓN DE LA VISCOSIDAD

3.1 Descripción del equipo experimental 38

3.1.1 Horno (Celda Bulk) 38

3.1.2 Bomba de desplazamiento positivo 39

3.1.3 Cilindros de Presión (Bala) 42

3.2 Instrumentos utilizados 43

3.2.1 Regulador de presión 43

3.2.2 Manómetros 45

3.2.3 Balanza granataria 46

3.3 Tubo capilar 48 3.3.1 Propiedades del material del tubo capilar 48 3.3.2 Determinación de las dimensiones del capilar 49

3.4 Características del aceite 51

3.4.1 La muestra de hidrocarburo preservada 51

3.5 Condiciones Experimentales 53

3.5.1 Presión 53

3.5.2 Temperatura 54

3.5.3 Caudal (Flujo volumétrico) 54

3.6 Procedimiento Experimental 55

3.6.1 Montaje de los cilindros de presión y tubo capilar 55

3.6.2 Experimentación 61

3.6.2.1 Disposición de las condiciones iniciales de temperatura 61 3.6.2.2 Preparación del material adicional 61 3.6.2.3 Descripción de la determinación del caudal 61 3.6.2.4 Descripción del recorrido de la mezcla 62

3.6.2.5 Inicio de la prueba 62

3.6.2.6 Recarga de la muestra 62

CAPITULO 4

RESULTADOS Y ANÁLISI DE RESULTADOS

4.1 Esfuerzo de corte de la mezcla preservada de hidrocarburo 67 4.2 Velocidad de deformación de la mezcla preservada de hidrocarburo 71 4.3 Pérdidas y ajustes presentes en un tubo capilar 73 4.3.1 Corrección debida a ala energía cinética 73 4.3.2 Correcciones debidas a bordes o extremos 73 4.3.3 Efectos debidos al enrollamiento del tubo capilar 74

4.4 Modelos reológicos 75

4.5 Desarrollo del modelo reológico con base en

los resultados experimentales 80

4.5.1 Resultados obtenidos de la mezcla preservada de

hidrocarburo a 5 ºC y a 53.77 MPa 80

4.5.2 Resultados obtenidos de la mezcla preservada de

hidrocarburo a 20 ºC y a 53.77 MPa 83

4.5.3 Resultados obtenidos de la mezcla preservada de

hidrocarburo a 60 ºC y a 53.77 MPa 85

4.5.4 Resultados obtenidos de la mezcla preservada de

hidrocarburo a 80 ºC y a 53.77 MPa 88

4.5.5 Resultados obtenidos de la mezcla preservada de

hidrocarburo a 100 ºC y a 53.77 MPa 90

4.5.6 Resultados obtenidos de la mezcla preservada de

hidrocarburo a 130 ºC y a 53.77 MPa 92

4.5.7 Resultados obtenidos de la mezcla preservada de

hidrocarburo a 5 ºC y a 20.68 MPa 95

4.5.8 Resultados obtenidos de la mezcla preservada de

hidrocarburo a 80 ºC y a 20.68 MPa 97

CONCLUSIONES 109

RECOMENDACIONES 110

REFERENCIAS 111

ANEXO A 113

ANEXO B 118

RELACIÓN DE FIGURAS

No. de figura Descripción Página

Figura 1.1 Distribución típica de los fluidos en un depósito 5 de hidrocarburos (a) Depósito de Aceite, (b)Depósito

de Aceite-Gas, (c) Depósito de Gas

Figura 1.2 Composición en porcentaje del tipo de petróleo de las reservas 12

Figura 1.3 Lugares de los países con reservas probadas [5] 13 Figura 1.4 Producción nacional de petróleo crudo 1990-2003 14

(miles de barriles por día) [5]

Figura 1.5 Deformación laminar 15

Figura 1.6 Curva de flujo de un fluido del tipo No Newtoniano 16 representado en línea continua, y la viscosidad aparente

en línea discontinua, para un punto de la curva.

Figura 3.1 Horno o celda Bulk 39

Figura 3.2 Bomba dual de desplazamiento positivo (1) Manómetro; 41 (2) Barra graduada; (3) Depósito del Marcol; (4) Volantes

Figura 3.3 Cilindro de presión (Bala). 43

Figura 3.4 Regulador de presión (BPR) 44

Figura 3.5 Manómetro Paroscientific instalado a la entrada del 45

viscosímetro capilar

Figura 3.6 Manómetro Heise instalado a la salida del viscosímetro capilar 46

Figura 3.7 Balanza granataria 46

Figura 3.8 Controlador de temperatura digital del horno 47

Figura 3.9 Tubo capilar 49

Figura 3.10 Diámetro del capilar a través de un microscopio electrónico 50

Figura 3.11 Diagrama del sistema. 59

Figura 3.12 Instalación del viscosímetro capilar dentro del Horno 60 Figura 4.1 Esquema de las coordenadas cilíndricas y cartesianas sobre 67

un perfil de velocidades, de un fluido que circula en tubo, las letras remarcadas (r, θ, z) representan las coordenadas cilíndricas y las letras con un tono degradado (x,y,z) corresponden a las cartesianas

Figura 4.2 Esquema de la velocidad de deformación en un perfil de 71 velocidades en un tubo

Figura 4.3 Diferentes tipos de fluidos en la curva de flujo, (a) Fluido 76 Newtoniano, (b) Fluidos pseudoplástico, (c) Fluido dilatante, (d) plástico de Bingham y (e) Fluido Herschel-Bulkley

Figura 4.4 Grafica en escala logarítmica de la viscosidad contra la 77 velocidad de deformación

Figura 4.5 Curvas de los modelos de Cross, Sisko y ley de potencias 78 obtenidas en la gráfica logarítmica de viscosidad contra

velocidad de deformación

Figura 4.6 Curva de flujo de la mezcla preservada de hidrocarburo 81 a 5 °C y a la presión de 53.77 MPa

Figura 4.7 Gráfica de logaritmo de la viscosidad aparente contra el 81 logaritmo de la velocidad de deformación No Newtoniana

de la mezcla preservada de hidrocarburos

Figura 4.8 Gráfica de viscosidad aparente contra velocidad de deformación 82 No Newtoniana en logaritmos, comparando la curva de los datos experimentales con el ajuste hecho con el modelo de

Herschel-Bulkley

Figura 4.9 Curva de flujo de la mezcla preservada de hidrocarburo a 83 20 °C y a la presión de 53.77 MPa.

Figura 4.10 Gráfica de la viscosidad aparente contra la velocidad de 84 deformación No Newtoniana en escala logarítmica de la

mezcla preservada de hidrocarburo

Figura 4.11 Gráfica de viscosidad aparente contra velocidad de 85 deformación No Newtoniana en logaritmos, comparando la

curva de los datos experimentales con el ajuste hecho con el modelo de Bingham

Figura 4.12 Curva de flujo de la mezcla preservada de hidrocarburo 86 a 60 °C y a la presión de 53.77 MPa.

Figura 4.13 Gráfica de la viscosidad aparente contra la velocidad de 86 deformación No Newtoniana en escala logarítmica de la

mezcla preservada de hidrocarburo

Figura 4.14 Gráfica de viscosidad aparente contra velocidad de 87 deformación No Newtoniana en logaritmos, comparando la

curva de los datos experimentales con el ajuste hecho con el modelo de Herschel-Bulkley

Figura 4.15 Curva de flujo de la mezcla preservada de hidrocarburo a 88 80 °C y a la presión de 53.77 MPa.

Figura 4.16 Gráfica de la viscosidad aparente contra la velocidad de 89 deformación No Newtoniana en escala logarítmica de la

mezcla preservada de hidrocarburo

Figura 4.17 Gráfica de viscosidad aparente contra velocidad de deformación 89 No Newtoniana en logaritmos, comparando la curva de los datos experimentales con el ajuste hecho con el modelo de

Herschel-Bulkley

Figura 4.18 Curva de flujo de la mezcla preservada de hidrocarburo a 90 100 °C y a la presión de 53.77 MPa

Figura 4.19 Gráfica de la viscosidad aparente contra la velocidad de 91 deformación No Newtoniana en escala logarítmica de la mezcla preservada de hidrocarburo

Figura 4.20 Gráfica de viscosidad aparente contra velocidad de deformación 92 No Newtoniana en logaritmos, comparando la curva de los datos experimentales con el ajuste hecho con el modelo de ley de potencias Figura 4.21 Curva de flujo de la mezcla preservada de hidrocarburo 93

Figura 4.22 Gráfica de la viscosidad aparente contra la velocidad de 94 deformación No Newtoniana en escala logarítmica de la

mezcla preservada de hidrocarburo

Figura 4.23 Gráfica de viscosidad aparente contra velocidad de 95 deformación No Newtoniana en logaritmos, comparando

la curva de los datos experimentales con el ajuste hecho con el modelo de ley de potencias

Figura 4.24 Curva de flujo de la mezcla preservada de hidrocarburo a 5 °C 96 Figura 4.25 Gráfica de la viscosidad aparente contra la velocidad de 96

deformación No Newtoniana en escala logarítmica de la mezcla preservada de hidrocarburo

Figura 4.26 Gráfica de viscosidad aparente contra velocidad de 97 deformación No Newtoniana en logaritmos, comparando

la curva de los datos experimentales con el ajuste hecho con el modelo de plástico de Bingham

Figura 4.27 Curva de flujo de la mezcla preservada de hidrocarburo a 80 °C 98 Figura 4.28 Gráfica de la viscosidad aparente contra la velocidad de 99

deformación No Newtoniana en escala logarítmica de la mezcla preservada de hidrocarburo

Figura 4.29 Posible ubicación de los datos experimentales de la 99 mezcla preservad de hidrocarburo a 80 °C y 20.68 MPa

Figura 4.30 Gráfica de viscosidad aparente contra velocidad de 100 deformación No Newtoniana en logaritmos, comparando

la curva de los datos experimentales con el ajuste hecho con el modelo de ley de potencias

Figura 4.31 Gráfica del intervalo de velocidades de deformación 101 no newtonianas obtenidas en el trabajo experimental a las

temperaturas establecidas

Figura 4.32 Gráfica comparativa de las curvas de flujo de la mezcla 102 preservada de hidrocarburo a 5 °C y 20 °C

Figura 4.33 Gráfica comparativa de las curvas de flujo de la mezcla 102 preservada de hidrocarburo a 60 °C, 80 °C, 100 °C y 130 °C

Figura 4.34 Comparativa de las curvas del comportamiento de la 103 viscosidad de la mezcla preservada de hidrocarburo en

eje de viscosidad aparente y velocidad de deformación en escala logarítmica

Figura 4.35 Intervalo de velocidades de deformación a 20.65 MPa 106 Figura 4.36 Curvas de flujo de la mezcla preservada de hidrocarburo 107

a la presión de 20.65 MPa

Figura 4.37 Gráfica de la viscosidad aparente contra la velocidad de 107 deformación de la mezcla preservada de hidrocarburo a la

presión de 20.65 MPa, en escala logarítmica

RELACIÓN DE TABLAS

No. De tabla Descripción Página

Tabla 1.1 Clasificación del petróleo en base a sus grados API 10 Tabla 1.2 Intervalos de variación de la composición del petróleo 12 Tabla 1.3 Composición elemental de un crudo del tipo bitumen 12 Tabla 1.4 Clasificación de los mezclas mexicanas 15 Tabla 2.1 Dimensiones de los viscosímetros capilares 29

Tabla 3.1 Características de la celda Bulk 41

Tabla 3.2 Características principales de la bomba de

desplazamiento positivo 42

Tabal 3.3 Requisitos de potencia 43

Tabla 3.4 Características físicas del Marcol 44 Tabal 3.5. Características de los cilindros de presión 45

Tabla 3.6 Especificaciones del JEFRI BPR 46

Tabla 3.7 Material de construcción del JEFRI BPR 46

Tabla 3.8 Dimensiones del JEFRI BPR 47

Tabla 3.9 Características principales del manómetro digital Paroscientific 47 Tabla 3.10 Características principales del manómetro digital marca Heise 48 Tabla 3.11 Características principales de la Balanza granataria 49 Tabla 3.12 Características del controlador de temperatura Digital 49 Tabla 3.13 Composición del acero inoxidable 50 Tabla 3.14 Propiedades mecánicas del acero inoxidable grado 316 50 Tabla 3.15 Propiedades físicas del acero inoxidable 50

Tabla 3.16 Dimensiones del capilar 52

Tabla 3.17. Composición y propiedades de la mezcla preservada

de hidrocarburos 54

Tabla 4.1 Dimensiones del capilar y la relación L/R 77 Tabla 4.2 Resultados obtenidos para la mezcla de

hidrocarburo preservada a 5 °C 84

Tabla 4.3 Resultados de los obtenidos para la mezcla de

hidrocarburo preservada a 20 °C 86

Tabla 4.4 Resultados de los obtenidos para la mezcla de

hidrocarburo preservada a 60 °C 89

Tabla 4.5 Resultados de los obtenidos para la mezcla de

hidrocarburo preservada a 80 °C 91

Tabla 4.6 Resultados de los obtenidos para la mezcla de

hidrocarburo preservada a 100 °C 93

Tabla 4.7 Resultados de los obtenidos para la mezcla de

hidrocarburo preservada a 130 °C 96

Tabla 4.8 Resultados de los obtenidos para la mezcla de hidrocarburo

preservada a 130 °C y una presión en el sistema de 20.68 MPa 101 Tabla 4.10 Recopilación de los modelos reológicos de la mezcla

preservad de hidrocarburo. 108

Tabla 4.11 Resultados obtenidos a la presión de 20.65 MPa 112

RESUMEN

En esta tesis se presenta el trabajo experimental para obtener el comportamiento de la viscosidad de una muestra preservada de hidrocarburo, con la variación del caudal (20-120 cm3/hr) a diferentes temperaturas (5 ºC, 20 ºC, 60 ºC, 80 ºC, 100 ºC y 130 °C) y a la presión de yacimiento de 53.77 MPa (7800 psi).

Con los resultados experimentales, de la viscosidad, se desarrollaron modelos reológicos, con la finalidad de analizar el comportamiento de la viscosidad de la muestra preservada de hidrocarburo. Para desarrollar los modelos reológicos, primero se obtuvo experimentalmente la viscosidad, con la implementación de un viscosímetro capilar el cual consistió de un diámetro interior de 1.49 mm y una longitud de 3.254 m. El equipo utilizado para desarrollo del trabajo experimental fue una bomba de desplazamiento positivo y una celda Bulk. El viscosímetro se instaló dentro de la celda donde se llevaron acabo las pruebas.

ABSTRACT

In this thesis the experimental work appears to obtain the behavior of the viscosity of a preserved sample from hydrocarbon, with the change of the flow (20-120 cm3/hr) to different temperatures (5 ºC, 20 ºC, 60 ºC, 80 ºC, 100 ºC and 130 °C) and to the pressure of reservoir of 53.77 MPa (7800 psi).

With the experimental results, of the viscosity, in this work developed reological models, with the purpose of analyzing the behavior of the viscosity of the sample preserved from hydrocarbon. To develop the reological models, first was obtained the viscosity experimentally, with the implementation of a capillary viscometer, which had of an interior diameter of 1.49 mm and a length of 3.254 m. The equipment used for development of the experimental work was a bomb of positive displacement and a cell Bulk. The capillary viscometer install inside the cell where the tests made.

The reological models were of the type not newtonian and they showed changes in the behavior of the viscosity, the minor viscosity registered to the temperature of 130 °C, and on down the temperature the viscosity was increasing with light changes in the behavior of the viscosity. A notable change in the behavior of the viscosity was registered to the temperatures of 20 °C and 5 °C changing his behavior of a plastic of Bingham to one of the pseudoplastic type, it is this interval of temperatures where the precipitation of waxes appears and it is possible that this phenomenon is the causer of the change of behavior of the viscosity.

NOMENCLATURA

CI Índice de correlación Ge Gravedad especifica

°API Grados API r radio

z P ∂ ∂

Variación de la presión en el eje longitudinal

L P Δ

Caída de presión a lo largo del tubo capilar R Radio del capilar

LETRAS GRIEGAS

rz

τ Esfuerzo de corte en la dirección rz

τ Esfuerzo de corte en la pared del tubo capilar

N

γ& Velocidad de deformación newtoniana

NN

γ& Velocidad de deformación no newtoniana

μ Viscosidad para fluidos newtonianos η Viscosidad para fluidos no newtonianos

θ Eje en coordenadas cilíndricas

C

τ Esfuerzo de cedencia

∞

η Viscosidad constante para velocidades de deformación elevadas

0

η Viscosidad constante para velocidades de deformación bajas

α Constante para el modelo de Ellis

CAPÍTULO 1

Capítulo 1

CAPÍTULO 1

INTRODUCCIÓN

1.1 Generalidades

La mayoría de los fluidos presentes en el planeta no han podido escapar de la curiosidad del hombre, y se han sometido a innumerables pruebas y para poder comprender y describir sus características se han utilizado términos como; densidad, viscosidad, punto de ebullición, índice de refracción, punto de congelamiento, capacidad calorífica entre otras, las cuales nos dan una idea de la conformación de la sustancia en estudio. Al empezar a comprender el fluido en estudio el hombre busca alguna forma de utilizarlo para si mismo, y para hacer esto tiene que volver a realizar pruebas para ver el mejor manejo o utilidad que le puede dar.

El petróleo y sus derivados no son la excepción, y han sido utilizados desde épocas remotas, y el afán del hombre por querer utilizarlo lo llevó a utilizarlo en sus inicios como medicina, para después ir evolucionando su uso, hasta ser en nuestros días una de las sustancias de las cuales somos dependientes ya que éste es necesario para iluminar las ciudades, preparar alimentos, transportarse, entre otras utilidades, con la finalidad de mantener un modo de vida que se va acelerando con el paso de los años.

Es por ello que en la actualidad se siguen realizando investigaciones para su explotación y mejor aprovechamiento y éstas no se acabaran, si no hasta haberlo consumido en su totalidad. Debido a la dependencia de la humanidad con el petróleo los países poseedores de yacimientos tienen la obligación de realizar investigaciones sobre esta sustancia, y México no debe ser la excepción.

En México el centro público dedicado a la investigación en el área petrolera es el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) el cual fue creado [1] el 23 de Agosto de 1965, esto sucedió años después de la decisión que tomara el entonces Presidente de la República Mexicana el General Lázaro Cárdenas del Río al realizar la Expropiación Petrolera el 18 de Marzo de 1938.

El IMP realiza investigación y desarrollo tecnológico para las necesidades estratégicas de Petróleos Mexicanos (Pemex) es entonces este centro público el dedicado a la investigación del petróleo en México.

Esta Tesis se desarrollo en colaboración entre la Sección de Estudios de Posgrado e Investigación de la Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica Unidad Zacatenco del Instituto Politécnico Nacional con el Instituto Mexicano del Petróleo en el laboratorio de Termodinámica de Altas Presiones del área de productividad de pozos.

1.1.1 El petróleo

El petróleo [2] se define como: “Una mezcla natural de hidrocarburos, la cual puede existir en estado sólido, liquido o gaseoso, dependiendo de las de presión y temperatura alas cuales se encuentre sujeto”. El petróleo se encuentra contenido en los poros o intersticios de la roca del subsuelo de la tierra, esta roca es de material sedimentario, generalmente de piedra arenisca o piedra caliza. Las teorías del origen del petróleo eran: La teoría inorgánica y la teoría orgánica, la teoría inorgánica trata de explicar su origen como la reacción química entre agua, dióxido de carbono y varias substancias inorgánicas como carburo y carbonatos. La teoría orgánica expone la formación del petróleo por medio de la descomposición de organismos vegetales y animales los cuales vivieron en edades geológicas anteriores. En general los científicos han abandonado la teoría inorgánica debido a las evidencias geológicas recopiladas indican que los materiales inorgánicos no se encuentran en suficiente cantidad para haber producido las acumulaciones de petróleo por lo que los científicos se han inclinado por la teoría orgánica.

La constitución química del petróleo consiste de aproximadamente del 11 a 13% de átomos de hidrógeno y de 84 a 87% de átomos de carbono, en menor proporción contiene cantidades de oxigeno, sulfuro, nitrógeno y helio, además de poder contener impurezas.

En el petróleo crudo se han reconocido cerca de 18 series de la familia de hidrocarburos, dentro de estas series la más común encontrada es la de las parafinas, las olefinas, los polimetilenos, los acetilenos y bencenos. Para cada parte de la tierra donde hay petróleo su constitución química varia ya sea por la cantidad y tipos de hidrocarburos que conforman al aceite, sus impurezas o la variación de los elementos en menor proporción debido a la constitución de los yacimientos o depósitos del petróleo.

1.1.2 Yacimientos o depósitos del Petróleo

En los depósitos de roca se da el acumulamiento de petróleo, un depósito de roca adecuado es porosa y permeable, así el petróleo puede migrar por los poros de la roca. Dentro de la roca se puede encontrar conjuntamente con el petróleo, agua pero el aceite y el gas son más ligeros que el agua, por lo que el aceite y el gas migrara a una capa superior de los poros de la roca, el traslado ascendente del aceite por la roca se restringe logrando acumulaciones de petróleo, el confinamiento de estas acumulaciones de petróleo se dan por barreras naturales o trampas. Estas trampas están clasificadas por indicadores y esta agrupadas de la siguiente forma.

1. Trampas de almacenamiento convexas las cuales están envueltas por un borde de agua, la porosidad de la roca se extiende en todas direcciones y la periferia del deposito se encuentra definida por una barrera ininterrumpida de agua y la trampa es debida únicamente por la convexividad.

Capítulo 1

3. Trampas de almacenamiento tipo cuña, las cuales tiene una periferia conformada por secciones de agua y una barrera debida a una configuración tipo cuña en el deposito.

4. Trampas de almacenamiento de falla, con la periferia definida por una frontera de agua y una parte con una falla en la frontera.

5. Trampas de almacenamiento de frontera de cemento, las cuales tienen un perímetro conformado parcialmente por una barrera de agua y contacto con una sección de cemento.

Además, pueden existir combinaciones de las diferentes trampas citadas en los párrafos anteriores. El aceite o petróleo migra por la roca formando acumulaciones de aceite o gas hasta que es retenida por una capa impermeable evitando que se disperse el aceite por las capas de roca, dentro de la roca se encuentran zonas de aceite y depósitos, la primera hace referencia a la superficie extendida sobre el terreno, en tanto el depósito de petróleo involucra zonas de roca y fluido, una zona de aceite puede contener varios depósitos de petróleo.

Dentro de los poros de la roca se encuentra un fluido filtrado el cual puede ser aceite, gas o agua, la distribución de estos fluidos en las acumulaciones de petróleo están controlados por las fuerzas gravitacionales y de capilaridad. Estas fuerzas afectan de diferente forma al agua, aceite y gas, la fuerza de gravitación hace que la sustancia más ligera o menos densa migre hacia la posición mas alta del depósito. La fuerza de capilaridad provoca que un fluido mojado ascienda dentro del poro mientras un fluido no mojado se mantiene contenido en el poro de la roca. Dentro de los tres fluidos inmersos en el poro de la roca; el agua se considera un fluido mojado con respecto al aceite y al gas, y el aceite es un fluido mojado con respecto al gas.

Aunque la fuerza de capilaridad tiende a contrarrestar la fuerza de gravedad hay un equilibrio entre estas dos fuerzas, formando las acumulaciones de aceite en la roca, pero aun habiendo este equilibrio se hallan mezclados estos tres fluidos en mayor o menor proporción de cada uno de ellos, dependiendo la región, además de encontrar zonas de transición entre las diferentes secciones gas-aceite, aceite-agua. Una distribución típica del gas, aceite y agua resultado del equilibrio de las fuerzas de gravedad y capilaridad se muestra en la figura 1.1.

Las distribuciones de los fluidos crudo (fase líquida), gas natural (fase gaseosa), y el agua (fase líquida) se dan a condiciones de presión y temperatura del depósito, el acomodo de cada uno de los fluidos se da teniendo al gas en la parte mas alta del depósito, si existe aceite este seguirá después del gas, para quedar el agua en la parte inferior del depósito, entre cada fluido existen zonas de transición por lo cual se pueden encontrar transiciones aceite-gas y aceite-agua.

Zona de Aceite

Zona de transición Aceite-Agua

Agua

Zona de Aceite Depósito

de Gas Zona de

transición Aceite-Gas

Zona de transición Aceite-Agua

Agua

Agua Agua

Zona de Gas

Zona de transición Gas-Agua

Agua (a)

(b)

(c)

Figura 1.1 Distribución típica de los fluidos en un depósito de hidrocarburos (a) Depósito de Aceite, (b)Depósito de Aceite-Gas, (c) Depósito de Gas

1.2 Clasificación del Petróleo

El crudo se puede clasificar de acuerdo a sus propiedades físicas entre las más comunes están el color, el índice de refracción, olor, densidad, punto de ebullición, punto de congelamiento, punto de evaporación y viscosidad.

En un inicio el petróleo se clasifico por sus propiedades o características físicas que se podían observar inmediatamente y conforme se realizaron más estudios sobre el petróleo las clasificaciones fueron evolucionando y siendo mas diversas y especificas a continuación se hace una breve reseña de las clasificaciones más usadas.

Clasificación debida a su composición química

Esta forma de clasificar al petróleo hace referencia a los componentes químicos que constituyen al petróleo, el modo en que estos componentes químicos se forman se encuentra vinculada con la naturaleza y la mezcla del material orgánico que generan los hidrocarburos. Además la composición esta sujeta a los procesos naturales, por ejemplo, al movimiento o migración ocurrido por entre los poros de la roca del yacimiento, la biodegradación debido a los microbios y al contacto con el agua inmersa en el yacimiento, todos estos fenómenos en su conjunto le proporcionan las características al petróleo.

Capítulo 1

orgánico conteniendo ya sea nitrógeno, sulfuro, oxigeno o metales es un componente heteroatómico y no un hidrocarburo. Los componentes orgánicos formados por heteroelementos combinados con el carbono e hidrógeno, hacen la distinción entre una molécula de hidrocarburo debido al verse afectados los comportamiento de reacción química y física del compuesto heteroatómico por los elementos orgánicos contenidos en él, en consecuencia hay una ligera diferencia en el comportamiento de reacción química y física entre un componente heteroatómico y un hidrocarburo.

Por medio de su composición química, el petróleo se clasifica de acuerdo a la forma de la constitución de los hidrocarburos, la cual se expone a continuación

Parafinas: Son hidrocarburos saturados con cadenas rectas o ramificadas pero sin ninguna estructura del tipo anillo

Cicloparafinas (naftenos): Son hidrocarburos saturados conteniendo uno o mas anillos, cada uno de ellos puede tener uno o más lado-cadena parafínica (mejor definido como hidrocarburo alicíclico)

Aromáticos: Son hidrocarburos conteniendo uno o más núcleos aromáticos tal como benceno, naftaleno, sistema de anillo de fenantreno el cual puede ser eslabonado (sustituido) con anillos de naftaleno y/o cadena parafinica

Además una clasificación del petróleo de común uso es aquella en la que se distingue aun crudo con base parafínica o uno de base de asfalteno, esta separación surgió porque las ceras parafínicas se separan de algunos crudos al ser enfriados pero otros aceites no muestran esta separación con el mismo proceso de enfriamiento.

Índice de correlación

Está forma de clasificación viene determinada a partir del proceso de destilación al cual es sometido el petróleo. Si en los residuos de la destilación el contenido de ceras parafinicas es menor al 2%, el crudo puede ser llamado asfalteno y parafinas si el contenido es mas del 5%.

El índice de correlación se obtiene de la grafica de gravedad específica contra el recíproco del punto de ebullición dado en grados kelvin, para hidrocarburos puros, la línea descrita por las constantes de los miembros individuales de la serie de parafinas normales esta dada con un valor de CI = 0 y una línea paralela pasa por el punto de valores de benceno él cual es dado como CI = 100, entonces el índice de correlación (CI) esta dado por:

K G

CI =473.7 _e −456.8+ 48.640 (1.1)

Donde:

K: Es el punto de ebullición promedio para una fracción de petróleo Ge: Es la gravedad específica

Para el índice de correlación con valores entre 0 y 15 indica una predominación de hidrocarburos parafínicos en la fracción de destilación, valores de entre 15 a 50 del CI indica una predominación de cualquier naftaleno o de mezclas de parafinas, naftalenos y aromáticos, un índice de correlación arriba de 50 indica una abundancia de especies aromáticas.

Gravedad especifica y Grados API

La gravedad especifica ha sido una de las primeras formas de clasificar al petróleo y de entre las propiedades físicas las de mayor importancia es la gravedad especifica y la viscosidad del petróleo líquido, la gravedad especifica la definen [3] como la relación entre la densidad del líquido y la densidad del agua ambos a condiciones de presión y temperatura específicos. En general la gravedad especifica de los crudos se encuentra en un intervalo de 0.75 a 1.01.

Una vez que los crudos son mas ligeros que el agua, se usa una escala normalizada por el Instituto Estadounidense del Petróleo (American Petroleum Institute o por sus siglas en inglés API), llamada grados API, la cual esta relacionada con la gravedad específica del la manera siguiente:

5 . 131 5 . 141 ₋

= °

e

G

API (1.2)

Donde:

Ge: Gravedad específica del petróleo

El petróleo entre más denso sea, su valor en grados API será más bajo, dependiendo del valor asignado en grados API el petróleo se clasifica como se muestra en la tabla 1.1.

Tabla 1.1 Clasificación del petróleo en base a sus grados API. Aceite crudo Densidad

(gr/cm³)

Densidad (grados API) Extrapesado > 1.0 < 10.0

Pesado 1.01 – 0.92 10.1 – 22.3

Mediano 0.91 – 0.87 22.4 – 31.1

Ligero 0.86 – 0.83 31.2 – 39

Superligero < 0.83 > 39

Distribución de carbonos

Capítulo 1

Han considerado a la distribución, de acuerdo a la volatilidad de los elementos del petróleo como la principal propiedad, y en las fracciones de destilación se obtiene el punto de ebullición para graficarlo contra el porcentaje del peso.

Para la determinación de la distribución de carbonos en el petróleo se sugiere el uso del método n-d-M (n = índice de refracción, d = Densidad, M = Peso molecular) esto es para la caracterización de varias fracciones (destilación) de petróleo, entonces el método n-d-M indica: el porcentaje de carbonos con estructura aromática (%CA), el porcentaje de

carbonos con estructura naftalenica(naphtenic) (%CN) y el porcentaje de carbonos con

estructura parafinica (%CP), cuando se tienen varios rangos de puntos de ebullición

también se pueden estimar la distribución de carbonos por ejemplo: en la fracción de aceite lubricante el porcentaje de carbono de estructura parafínica puede ser dividida en dos partes, una dando el porcentaje de carbono en parafinas normales (%CnP) y el porcentaje de

carbonos en parafinas. El porcentaje de parafinas normales en la fracción de aceite de lubricación se calcula con el porcentaje de carbonos de parafinas normales (%CnP)

multiplicado por un factor que depende del contenido de hidrogeno en la fracción.

1.3 Composición del Petróleo

Composición elemental

Como se ha definido anteriormente el petróleo es una mezcla de hidrocarburos por lo tanto no es un material uniforme, además el modo en como está conformado el petróleo dependerá también de la era geológica de su formación, del tipo de piedra que conforma, el almacenamiento del petróleo, de su localización y de la profundidad a la cual se encuentre el almacenamiento del petróleo, de este modo se puede comprender que dos pozos cercanos puedan producir petróleo con características diferentes.

Una composición base del petróleo es una mezcla compleja de hidrocarburos con pequeñas cantidades de componentes orgánicos conteniendo sulfuro, oxigeno y nitrógeno; además contiene compuestos metálicos, particularmente vanadio, níquel y cobre, dentro de la composición del petróleo el contenido de hidrocarburos puede variar en gran medida, su contenido puede ser tan alta como el 97% w/w para crudos ligeros parafínicos o puede ser tan baja como el 50 % w/w para cuando se hable de un crudo pesado y un crudo del tipo betún bitumen.

El conocer la composición química y el comportamiento químico de los crudos es de importancia para el proceso de refinación del crudo, lo es más cuando se refina un aceite pesado o del tipo betún bitumenn, ya que el refinar este tipo de crudos los métodos usados para refinar un crudo convencional pueden llegar a ser insuficientes o ineficaces, los crudos pesados son extremadamente complejos y la información obtenida a través de la destilación puede ser insuficiente.

Se han realizado diversos estudios acerca de la composición química del petróleo generando una base de datos en la cual se encuentran los elementos que lo conforman,

como se ha mencionado anteriormente la composición química del petróleo varía, de un tipo de petróleo a otro. Los datos disponibles [3] de estas variaciones se muestra en la tabla 1.2.

Tabla 1.2 Intervalos de variación de la composición del petróleo.

Elementos Porcentaje

Carbono 83.0 – 87.0 %

Hidrógeno 10.0 – 14.0 %

Nitrógeno 0.1 – 2.0 %

Oxigeno 0.05 – 1.5 %

Sulfuro 0.05 – 6.0 %

Metales (níquel y vanadio) < 1000 ppm

Uno de los crudos más pesados es el provenientes de la región de Canadá, el cual por su alta viscosidad parece estar en estado sólido. Esté crudo es llamado bitumen y su composición elemental se muestran en la tabla 1.3.

Tabla 1.3 Composición elemental de un crudo del tipo bitumen

Elementos Porcentaje

Carbono 83.4 ± 0.5 %

Hidrógeno 10.4 ± 0.2 %

Nitrógeno 0.4 ± 0.2 %

Oxigeno 1.0 ± 0.2 %

Sulfuro 5.0 ± 0.5 %

Metales (níquel y

vanadio) > 1000 ppm

El oxigeno contenido en el crudo de tipo bitumen puede variar desde cantidades mínimas del 0.2 % hasta cantidades tan altas como 4.5 %. El crudo tipo bitumen es susceptible a oxigenarse y el oxigeno contenido dentro del crudo depende en gran medida de la historia de la muestra.

Capítulo 1

Composición química

Una idea general sobre la composición química del petróleo esta inmersa en la definición del petróleo mismo de una forma muy general, la cual abarca al petróleo ligero, al pesado y al tipo bitumen, y se define como un mezcla no homogénea constitutida por:

Hidrocarbonos

Compuestos de Nitrógeno Compuestos de oxigeno Compuestos de sulfuro Elementos metálicos

Para realizar estudios más detallados sobre el petróleo, esta idea de la composición, es insuficiente para hacer la descripción de la conformación química del petróleo ya que tan solo la diversidad de los compuestos de hidrocarburo es muy amplia. Para conocer el comportamiento del proceso de refinación es necesario tener más detalles que únicamente la relación atómica Hidrógeno – Carbono, el contenido de sulfuro y los grados API.

Aunque la atención de los estudios de la composición química del petróleo se puede basar en el contenido de hidrocarburos por ser el compuesto con más alto contenido pudiendo ser tan alto como el 97% del peso, el no darle la importancia a los demás componentes, del tipo no hidrocarburos como son el sulfuro, oxigeno, nitrógeno y los metales es un descuido ya que, por ejemplo son de importancia para determinar la procesabilidad del crudo.

A continuación se hará una breve descripción de los compuestos del petróleo, comenzando por el compuesto de mayor presencia.

Componentes de hidrocarburos

La técnica de destilación fue uno de los primeros métodos para determinar los componentes del petróleo, más sin embargo la separación de los componentes puros del petróleo es un trabajo muy complicado y la enorme complejidad de la constitución de los hidrocarburos de más alto peso molecular se compara con la presencia de componentes de sulfuro oxigeno y nitrógeno siendo las principales causas de dificultad encontradas. Sin embargo se ha establecido que los componentes del petróleo están constituidos de grupos parafínicos, naftenos y aromáticos, los grupos olefinicos no se encuentran usualmente en el crudo y los hidrocarburos acetilenicos son muy raros. Se ha encontrado conveniente el dividir a los componentes de hidrocarbones del petróleo en las siguientes tres clases:

Parafinas, las cuales son hidrocarburos saturados con cadenas rectas o bifurcadas, pero sin ninguna estructura del tipo anillo.

Naftenos, Son hidrocarburos saturados los cuales contienen uno o más anillos y cada uno de ellos puede tener uno o más cadenas parafínicas ramificadas conocidas como hidrocarburos cíclicos.

Aromáticos, son hidrocarburos que contienen uno o más núcleos aromáticos, como el benceno, naftaleno y sistemas de anillos fenantreno, el cual puede ser unido con cadenas de naftenos o cadenas parafínicas ramificadas.

Hidrocarburos parafínicos

El contenido de este tipo de hidrocarburo varía entre los diferentes tipos de petróleos, una característica de estos hidrocarburos es usualmente un decremento debido al incremento del peso molecular. La convivencia de los hidrocarburos en el petróleo hace estos elementos ganen o pierdan hidrógenos lo cual sucede durante la formación del petróleo.

Hidrocarburos cíclicos (Naftenos)

En la identificación de este tipo de hidrocarburos se han aislado un pequeño grupo representativo de estos como el ciclohexano, ciclopentano y sus derivados son representados en las fracciones del aceite, dentro del petróleo también se encuentran policiclo naftenos, estás moléculas se pueden presentar aun en las fracciones de las gasolinas pesadas, los anillos de naftenos se pueden formar con varios números de átomos de carbono pero solamente los naftenos con cinco y seis anillos han sido aislados de las fracciones mas bajas, estudios termodinamiscos muestran que los naftenos con anillos de cinco y seis carbonos son los más estables.

Las cicloparafinas o naftenos están representadas en todas las fracciones en donde la constitución molecular contiene mas de cinco átomos de carbono, el contenido de las cicloparafinas en el petróleo varía desde el 60 %del total de hidrocarburos

Hidrocarburos aromáticos

Son hidrocarburos cíclicos insaturados constituidos por el benceno y sus homólogos, se presenta un incremento en la proporción de hidrocarburos aromáticos con el incremento del peso molecular, sin embargo los hidrocarburos aromáticos sin la presencia de anillos de nafteno o derivados parecen estar presentes en cantidades apreciables solamente en las fracciones mas bajas del petróleo.

Componentes del tipo no hidrocarburos

Capítulo 1

1.4 Tipos de petróleo en México

En el territorio mexicano existen tres tipos de mezclas las cuales están clasificadas por medio de los grados API como se muestran en la tabla 1.4.

Tabla 1.4 Clasificación de los mezclas mexicanas.

Tipo de aceite Clasificación Densidad (grados API)

Maya Pesado 22 Istmo Ligero 32 Olmeca Superligero 39 1.4.1 Reservas

En México [4] las reservas contabilizadas hasta el 1 de enero de 2004 de hidrocarburos 3P, (lo cual indica que es la suma de probadas, probables y posibles) ascendieron a 48 041.00 millones de barriles de petróleo crudo, de las cuales 18 895.2 millones son probadas, 16 005.1 millones probables y 13 140.7 millones posibles.

También realizan una clasificación en cuanto a su composición la cual la exponen de la siguiente manera: 72 por ciento es aceite crudo, 2 por ciento condensados, 7 por ciento líquidos de planta y, 19 por ciento gas seco. Además dan la localización por su distribución geográfica de la forma que el 32 por ciento de la reserva 3P se encuentra localizada en la Región Marina Noreste, 9 por ciento en la Región Marina Suroeste, 44 por ciento en la Región Norte y 15 por ciento en la Región Sur.

Ahora con respecto a la clasificación en grados API, de las reservas queda como se muestra en la figura1.2.

Pesado Ligero Superligero 52%

38%

10%

Composición de las reservas totales (3P) de aceite 2004

Figura 1.2 Composición en porcentaje del tipo de petróleo de las reservas [5]

Como se observa la mayoría de las reservas de aceite que posee México son de aceite pesado.

A partir de la contabilización de las reservas probadas hace que México ocupe el lugar número 13 entre los países con mayores reservas probadas de aceite, la gráfica se muestra en la figura 1.3.

Figura 1.3 Lugares de los países con reservas probadas [5]

Capítulo 1

Figura 1.4 Producción nacional de petróleo crudo 1990-2003 (miles de barriles por día) [5]

Las cuatro regiones de producción de crudo son las siguientes:

1) Marina Noreste, que alberga a los Activos Integrales Ku-Maloob-Zap y Cantarell;

2) Marina Suroeste, a la cual pertenecen los Activos Integrales de Abkatun-Pol-Chuc y Litoral de Tabasco;

3) Norte, con los Activos Integrales de Burgos, Poza Rica-Altamira y Veracruz;

4) Sur, que contiene los Activos Integrales Cinco Presidentes, Bellota-Jujo, Samaria-Luna, Muspac y Macuspana.

La región más productiva actualmente es la Marina Noreste, de ella en el 2003 se extrajeron en promedio 2, 416 mbd, lo cual representa alrededor del 72 % de la producción total de crudo. Esto fue debido a la actividad del Activo Integral de Explotación Cantarell, del que se obtiene alrededor del 61 por ciento de la producción nacional de crudo

1.5 Relevancia del aceite pesado

Como se ha mencionado el aceite pesado es mas difícil de procesar, en técnica y costos, a comparación de los ligeros, pero teniendo en cuenta las reservas del país, que en su mayoría son de aceite pesado, se han desarrollado estudios enfocados en el procesamiento, extracción y recuperación del aceite pesado.

Además Pemex Exploración y Producción inició y completó durante 2004 la perforación del primer pozo en aguas territoriales mexicanas del Golfo de México, en un

tirante de agua superior a los 500 metros, estas profundidades son consideradas como aguas profundas en la Industria Petrolera.

Este primer pozo, se ha denominado Nab-1, se encuentra aproximadamente a 145 kilómetros al noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche, en un tirante de agua de 681 metros. Su perforación inició el 27 de abril y concluyó el 8 de noviembre del 2004, alcanzando una profundidad total de 4 mil 50 metros, llegando a la formación Jurásico Superior Kimmeridgiano.

Al momento de que le realizaron las pruebas de producción a este pozo, a la profundidad de 2 mil 800 metros, encontraron la presencia de aceite pesado de nueve grados API.

El descubrimiento realizado por Pemex confirmó la presencia de aceites pesados en la zona que se dirige hacia aguas profundas y que previamente ha sido delineada con la perforación exitosa de otros pozos como Numán, Baksha y Pohp, con tirantes de agua menores a 500 metros y cercanos a Nab.

Para esa zona Pemex estimó [4] un volumen de hidrocarburos original superior a 200 millones de barriles de petróleo crudo.

1.6 Reología

La palabra reología [6] es introducida en 1920 por Eugene Bingham, la cual estudia el flujo y las deformaciones de la materia, estos estudios se dirigen principalmente a fluidos.

Los estudios reológicos de las sustancias se encargan de estudiar la viscosidad, la plasticidad, coeficientes de esfuerzos entre otras propiedades, con el objetivo de encontrar ecuaciones constitutivas, para el modelado del comportamiento de los materiales.

Los esfuerzos que provocan deformaciones en los fluidos son los esfuerzos tangenciales o cortantes y las deformaciones se ven reflejadas en el flujo del fluido, al tener un fluido sobre una superficie y aplicarle un esfuerzo tangencial se observaría una deformación laminar como se muestra en la figura 1.5.

F

Capítulo 1

La deformación o el flujo del fluido tiene que ver con una de las propiedades más conocida que estudia la reología, la cual es la viscosidad, y esta definida como la oposición que opone un fluido a los esfuerzos de corte, el comportamiento de la viscosidad esta ligada íntimamente con la naturaleza del fluido, la cual puede ser del tipo newtoniano o no newtoniano. El tipo newtoniano presenta una viscosidad constante esto es que el comportamiento de la viscosidad no cambia, en cualquier instante del movimiento del fluido.

La viscosidad suele representarse con el símbolo η o μ, por lo regular el símbolo μ

se utiliza cuando se habla de la una viscosidad constante del tipo de fluido newtoniano y el símbolo designado para la viscosidad de fluidos no newtonianos es η. En este trabajo experimental se usara el símbolo de η, independientemente del comportamiento de la mezcla preservada de hidrocarburo y el esfuerzo de corte o cortante se representa por el símbolo τ, para la velocidad de deformación se ha representado por el siguiente símbolo γ&.

Cuando el un fluido se dice que es del tipo no newtoniano su viscosidad esta en función de la velocidad de deformación presente en el fluido, lo cual podemos relacionar con el modo de fluir del mismo, una definición más amplia se dará mas delante de este trabajo experimental.Este comportamiento se puede observar en una curva de flujo la cual está conformada con un eje vertical representando al esfuerzo de corte aplicado al fluido y como eje horizontal a la velocidad de deformación que presenta el fluido.

Para un cuerpo viscoso ideal la relación entre el esfuerzo de corte y la velocidad de deformación es llamado el coeficiente de viscosidad, para variaciones δ este coeficiente corresponde a la pendiente de un punto dado de la curva de flujo, tomando el nombre de viscosidad diferencial [7], aunque el coeficiente de viscosidad más empleado para fluidos cuya relación entre el esfuerzo de corte y la velocidad de deformación es no lineal, se obtiene a partir de la pendiente de una línea que conecta un punto en particular de la curva de flujo con el origen de la gráfica, este coeficiente es llamdo viscosidad aparente [7]. Como se observa en la figura 1.6.

τ

aparente idad

viscos =

γ τ

&

γ&

Figura 1.6 Curva de flujo de un fluido del tipo No Newtoniano representado en línea continua, y la viscosidad aparente en línea discontinua, para un punto de la curva.

La viscosidad aparente representa la viscosidad de un fluido Newtoniano exhibiendo la misma resistencia a fluir para un valor escogido de esfuerzo de corte o velocidad de deformación. Para poder describir este comportamiento se han realizado diversos modelos empíricos, los cuales son representativos en zonas específicas del fluido.

En este trabajo se estudia experimentalmente el comportamiento de la viscosidad para la mezcla preservada de hidrocarburo, para este trabajo se utilizará un viscosímetro del tipo capilar, debido a las condiciones de trabajo necesarias expuestas más adelante. Con los datos obtenidos experimentalmente se obtienen el modelo reológico de la mezcla preservada de hidrocarburo.

Los experimentos necesarios para la realización de este trabajo experimental se realizaron en el laboratorio de termodinámica de altas presiones perteneciente al Instituto Mexicano del Petróleo, en dicho laboratorio se cuenta con el equipo y material necesario como son el horno para controlar la temperatura del experimento, una bomba de desplazamiento positivo la cual genera un caudal constante a presiones de operación elevadas, contenedores de confinamiento para la muestra de la mezcla de aceite preservado así como el tubo capilar necesario para el viscosímetro capilar, y los instrumentos de medición.

Para poder generar la curva de flujo es necesario observar el comportamiento de la mezcla en incrementos de esfuerzos de corte y velocidades de deformación, esto se realizó al llevar los experimentos a un intervalo de variación de caudales y para cada caudal que debía de cumplir ciertos requerimientos se registraron las presiones, teniendo el control de la temperatura del sistema con el horno.

Al poseer los datos experimentales y llevar acabo los cálculos pertinentes para conocer el comportamiento de la mezcla preservada de hidrocarburos en un intervalo de caudales dados se ajustaron los resultados con algún modelo que se acercara más al comportamiento de la mezcla en las condiciones fijadas. Esto se repitió a varias temperaturas para ver la evolución de comportamiento de la mezcla.

La mezcla preservada de hidrocarburo esta conformada por varios elementos, al cambiar la temperatura se cambia la conformación de dichos elementos, esos cambios en los elementos pueden repercutir en el comportamiento de la viscosidad, esos cambios son los que se registraran en este trabajo experimental.

1.7 Planteamiento del problema

Para manipular cualquier fluido es relevante conocer las características de este mismo y con ello determinar si éstas sufrirán algún cambio en el transcurso de su manejo, parte de esta información está inmersa en los modelos reológicos.

Capítulo 1

Conocer la manera más viable de manejar este fluido, dará como resultado un mejor aprovechamiento de la energía utilizada en todo el proceso. El desconocer su comportamiento puede acarrear diversos problemas reflejados en la falla de equipos y maquinaria, lo cual afecta a toda industria que puede repercutir en el paro de la producción o el derroche de energía.

El fluido a estudiar en este trabajo es un aceite vivo el cual está clasificado como pesado, la motivación por enfocar este estudio en este tipo de aceite se debe a su actual importancia, tomando en cuenta que las reservas de crudo existentes en México en su mayoría están constituidas por este tipo de aceite ocupando un 52.4% de las reservas basándose en estudios de la Secretaría de Energía. Los aceites o crudos varían su composición según la región o país de donde sean extraídos, por esta razón no se tiene un listado preciso de todos los componentes constituyentes del aceite, todos estos componentes en su conjunto dictarán el comportamiento final del aceite, además de que se tienen que tomar en cuenta los cambios en el comportamiento del aceite debido a la interacción de los elementos constituyentes del aceite.

1.8 Justificación.

En la industria del petróleo, existen diversos fluidos que tienen un comportamiento no newtoniano (viscosidad efectiva depende de la velocidad de corte), dentro de estos fluidos se encuentran los fluidos de perforación base agua, base aceite, emulsiones de petróleo - agua, dispersiones de gas en el petróleo (Foamy oil), etc. Para un manejo óptimo del flujo de fluidos, es de gran utilidad conocer sus propiedades de transporte (viscosidad) y la forma en que estas cambian dependiendo de las condiciones de flujo a las cuales están sometidas.

En la actualidad existen diversos viscosímetros tales como rotatorios, cono y plato, esféricos, capilares, etc. Estos viscosímetros generalmente están limitados para fluidos no volátiles a presión atmosférica. Existen otros tales como: balín descendente, electromagnéticos, etc., en donde es posible estudiar el comportamiento viscoso de los fluidos volátiles a presiones elevadas, pero en estos no es posible obtener la curva de flujo (modelo reológico). El presente trabajo tiene la finalidad de construir un viscosímetro capilar para condiciones elevadas de presión (9,000 psi) y temperatura (Hasta 100 C) que pueda obtener la curva de flujo del petróleo con todos sus constituyentes originales de hidrocarburos (petróleo preservado). Una vez validado el viscosímetro capilar, se pretende caracterizar la influencia sobre la curva de flujo cuando se presentan elementos extraños al petróleo (sólidos finos, burbujas de gas, etc) que alteran el comportamiento reológico del hidrocarburo convirtiéndolo en no newtoniano.

1.9 Objetivo General

Determinación de un modelo reológico de una mezcla preservada de hidrocarburo a condiciones de presión de yacimiento.

1.9.1 Objetivos particulares.

• Diseñar, construir y validar un equipo experimental para obtener las presiones de la muestra preservada (x,P,T del yacimiento) de hidrocarburos pesados. • Determinar las viscosidades del fluido a partir de las presiones obtenidas en el trabajo experimental.

• Desarrollo de los modelos reológicos de la muestra a diferentes temperaturas y presiones.

1.10 Alcance

CAPÍTULO 2

REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA

CAPÍTULO 2

REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA

En este capítulo, en su primera parte se hace una revisión de algunas publicaciones que hacen referencia al uso del viscosímetro capilar para el estudio del comportamiento de la viscosidad de diversos tipos de sustancias, en la segunda parte se hace un bosquejo de las publicaciones en las cuales se han hecho estudios sobre el petróleo.

2.1 Diversos usos de los viscosímetros capilares

P. O. Brunn y J. Vorwerk [8] realizaron un análisis de cinco tipos diferentes de viscosímetros, los cuales fueron: viscosímetro capilar, viscosímetro de hendidura, viscosímetro plato-plato y cilindros concéntricos

Usando los viscosímetros mencionados se hizo un estudio, en cada uno de ellos, con la finalidad de determinar la relación que hay entre la viscosidad aparente, ηa, que se

obtiene de las mediciones experimentales y la viscosidad real del fluido, η, el cual se le denominó factor de relación β.

Usando cada uno de los viscosímetros se desarrollaron los siguientes modelos reológicos:

1) Ley de potencias

n

mγ

τ = & (2.1)

Donde: τ es el esfuerzo de corte presente en el fluido, m es una constante de consistencia, γ& es la velocidad de deformación y n es el exponente de la ley de

potencias.

2) Steiger- Ory

2 0 1 ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ + = a τ η

η (2.2)

Donde: η es la viscosidad del fluido, η₀= es la viscosida cuando el esfuerzo de corte se aproxima a cero y a un parámetros

3) Ellis 1 1 2 1 0 1 − − ⎪ ⎭ ⎪ ⎬ ⎫ ⎪ ⎩ ⎪ ⎨ ⎧ ⎟⎟ ⎟ ⎠ ⎞ ⎜⎜ ⎜ ⎝ ⎛ + = α τ τ η

η (2.3)

Capítulo 2

( )

[

]

=η λγ n

η & (2.4)

5) Cross

(

)

{

η &

}

6) Plástico de Bingham.

⎪⎩ ⎪ ⎨ ⎧ > + < ∞ = C C B C τ τ γ τ η τ τ η , , & (2.6)

Donde: η_B es la viscosidad de Bingham y τ_C es el esfuerzo necesario para que el fluido empiece a fluir.

Con los datos obtenidos de los modelos se desarrollaron las ecuaciones para determinar la viscosidad del fluido medido, y los factores β.

En esta publicación se muestra un amplio manejo de los viscosímetros más utilizados, así también muestra los errores que se deben consideran al momento de hacer las mediciones.

Mamdouth T. Ghannam y M. Nabil Esmail [9], estudiaron el comportamiento de la viscosidad de un recubrimiento para papel, a diferentes velocidades de deformación en un intervalo de 0 a 106 s-1, utilizando un viscosímetro capilar, a una presión neumática generada por medio de gas nitrógeno comprimido, manteniéndola constante. Esta presión induce al recubrimiento a fluir por el tubo capilar.

El recubrimiento es una suspensión que está compuesta por un pigmento, éste a su vez está constituido principalmente por 84% de arcilla, 9% de dióxido de titanio, 6% de carbonato de calcio y 1% de residuos.

Para realizar el trabajo experimental, construyeron un viscosímetro capilar para medir la viscosidad y analizar el comportamiento del recubrimiento mezclado con el pigmento a diferentes concentraciones el viscosímetro consta de dos tubos capilares con diferentes dimensiones, las cuales no se mencionan, solo muestran la relación longitud/radio, que es L / r > 100, con esta condición los resultados no son afectados por los efectos de borde o término presentes en un viscosímetro capilar, como consecuencia estos se desprecian.

Los intervalos de las presiones fueron: de 1 a 15 psi y de 15 a 100 psi, a una temperatura de 20 C

Los esfuerzo de corte en la pared lo calculan con la siguiente ecuación:

L p R

W

2

Δ =

τ (2.7)

Donde:

p

Δ : Es la caída de presión en el capilar en un flujo estacionario R: Es el radio del capilar

L: Longitud del capilar.

Para calcular la velocidad de deformación en la pared usan la ecuación de Rabinowitsch

(

)

⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ +

= 4 ₃

4 3

R Q b

π

γ (2.8)

Donde:

Q: Flujo volumétrico

b:

[

(

)

]

[

(

)

]

( )

/

4Q πR : La velocidad de deformación aparente para un fluido Newtoniano

(3+b)/4: Factor de corrección de Rabinowitsch

Al obtener la viscosidad observaron que el modelo más afín a sus resultados es el obtenido con el modelo de ley de potencias, haciendo hincapié sobre el efecto de la concentración del pigmento en el recubrimiento afecta la forma de fluir de la mezcla pasando de un fluido dilatante a uno pseudoplástico.

Bahman Tohidi, Rhoderick W. Burgass, Ali Danesh y Adrian C. Todd [10] publicaron un trabajo experimental para medir la densidad y la viscosidad del Metano disuelto en Metilciclohexano, para esto colocaron un viscosímetro capilar dentro de un horno, para mantener una temperatura constante, el movimiento del fluido fue generado por una bomba de desplazamiento manteniendo una presión constante a la entrada del viscosímetro, el volumen de la muestra fue regulado por una bomba manual, instalaron una cámara para el monitoreo de la presión de salida del viscosímetro

El intervalo de temperatura en este trabajo fue de 323 K a 423 K a una presión de 140 MPa. Utilizaron un viscosímetro capilar con un diámetro interno de 0.02994 cm, de una longitud de 1480.3 cm, en un espiral de 20 cm de diámetro

El flujo fue de un máximo de 5 cm3_{/s, se obtiene la estabilidad de la temperatura y}

Capítulo 2

El cálculo de la viscosidad la llevaron acabo con la ecuación modificada de Poiseuille considerando un flujo de fluidos compresibles a través de un tubo la cual se muestra a continuación:

(

2 2 1 1 1

4

256qLP P P D

−

= π

η

)

Donde:

L: Longitud del tubo D: Diámetro del tubo. P1: Presión de entrada

P2: Presión de salida

q1: Flujo volumétrico a la entada

Para establecer la confiabilidad de su experimento realizaron mediciones con Pentano y Decano comparando luego los resultados que obtuvieron con estudios previos hechos con las mismas sustancias obteniendo valores cercanos a la literatura citada por ellos.

Al hacer esta comparación han validado sus resultados, y con ello dan confiabilidad a los resultados obtenidos con, el metano diluido en el metilciclohexano, y por lo tanto el diseño de su sistema se válida.

Otro trabajo que hace uso de un viscosímetro capilar para obtener la viscosidad de un fluido es el presentado por T. S. Rushing y R. D. Hester [11] su objetivo es la determinación de la viscosidad de una solución polimérica a diferentes temperaturas.

Mencionan las diferentes causas por las que se inclinaron al seleccionar un viscosímetro capilar para hacer las mediciones deseadas, entre ellas esta la necesidad de obtener la viscosidad a bajas velocidades de deformación de 6 a 36 s-1, lo cual se puede lograr con un viscosímetro rotacional, pero expresan su objetivo de realizarlo en un intervalo de temperaturas que va de los 10 a 75 C, hacen mención de que a esas temperaturas se presenta la evaporación del solvente causando su perdida y la constitución de la muestra ya no será la misma por lo que es necesario confinar la muestra.

Implementan un viscosímetro capilar dentro de un baño de agua para mantener la temperatura uniforme de la muestra en todo el viscosímetro, las dimensiones del tubo capilar utilizado en este trabajo son las siguientes:

D int: 1.016 mm

D ext: 1.59 mm

L: 161.5 m

D espiral: 0.2 m

El viscosímetro lo sumergieron en un baño de agua con una estabilidad de ± 20 C, usan flujos de 0.037 a 0.222 mL / min. y para medir la diferencia de presión hacen uso de un transductor de presión Entran modelo EPX-V01-10P con un intervalo de 10 psi.

Como el flujo del fluido en un estado laminar que pasa por un tubo esta regido por la ecuación de Hagen-Poiseuille es la que usan para la determinación de la viscosidad del polímetro la cual se presenta a continuación:

η π

L P D Q

128

4_Δ

= (2.10)

Donde:

Q: Es el flujo volumétrico promedio D: Diámetro del capilar

P

Δ : Caída de presión en el capilar L: Longitud del capilar

η Viscosidad aparente del capilar

Y para el cálculo de la velocidad de deformación en la pared del tubo capilar esta dada por la siguiente relación:

3

32

D Q

π

γ& = (2.11)

Para asegurar un régimen laminar trabajan con números de Reynolds menores a 20, la relación del número de Reynolds es:

η π

ρ

D Q

N_Re = 4 (2.12)

El método que siguen para la toma de las mediciones es llenar el tubo capilar con la muestra y estando el fluido sin movimiento esperan a que se estabilice la temperatura del baño con la del tubo capilar consideran un tiempo de 3 minutos aproximadamente para decir que la temperatura es uniforme, después de ese momento de espera proceden a ha hacer fluir la muestra por medio de la bomba y hacen la medición de la presión, a un tiempo de 60 segundos determinan que la presión a alcanzado un equilibrio.

En este trabajo hacen mediciones con agua deionizada la cual es un fluido Newtoniano para comparar los resultados obtenidos con su viscosímetro y la literatura existente de el agua deionizada para determinar una precisión de sus datos obtenidos.

Capítulo 2

convertir en burbujas dentro del capilar este fenómeno lo notan por el tiempo de respuesta del instrumento de medición de presión el cual aumenta, esto les provoca un problema el cual resuelven al hacer un proceso de degasado de la solución acuosa.

Después dan los resultados de las mediciones hechas al solvente puro y con variaciones de la concentración del polímero, de este modo reportan el comportamiento de la viscosidad dependiendo de la concentración del polímero.

El viscosímetro capilar en este trabajo es requerido por las características de operación y condiciones a las cuales llevaron acabo las mediciones, mas que nada muestran la curvas del cambio de la viscosidad contra la concentración del polímero a una temperatura dada. Su método para la toma de mediciones es sencillo y rápido por los tiempos de espera siendo un elección adecuada a las necesidades, después de ver que otro tipo de viscosímetro no les sería útil.

En el trabajo de D. M. Binding, M. A. Couch, K, Walters[12], trabajaron con aceites multigrados, para determinar las propiedades reológicas de estos aceites, como lo es la viscosidad, las perdidas de presión en la entrada debidas a la contracción del flujo antes de introducirse en el capilar para finalmente obtener la viscosidad extensional del fluido.

Hicieron uso de un viscosímetro capilar con condiciones de operación a una presión arriba de los 140 MPa y a una temperatura que va de los 20 C hasta los 500 C, esta viscosímetro era un aparto comercial al cual llegaron hacerle ciertas modificaciones anexándole una cámara en la parte posterior del capilar, la función de las cámaras fue el monitoreo de las presiones con el uso de transductores de presión con una presión máxima de operación de hasta 140 MPa.

Con el viscosímetro mencionado determinaron la viscosidad promedio cuando hacen referencia al método de su obtención solo se limitan a decir que es por el método convencional además obtienen los efectos de entrada y salida del capilar por medio del método de corrección de Bagley esto lo hacen debido a la relación existente entre las perdidas por borde y la viscosidad extensional.

Los fluidos manejados para llevar acabo la validación del experimento fueron dos aceites diferentes de grado simple los cuales consideraron Newtonianos a las condiciones de operación de sus experimentos los etiquetaron como aceite 1 y aceite 2, su elección se baso en que el aceite 1 es comparable con los aceites multigrado a la presión ambiente mientras que el aceite 2 lo pueden compara con aceites multigrado a presiones elevadas que usaron en sus experimentos, estos aceites multigrado son de la categoría 15W/40 a estos los nombraron como aceite A y aceite B.

Al obtener sus resultados concluyen que la presión tiene una fuerte influencia sobre la viscoelasticidad para el aceite multigrado.

En este trabajo le dan un uso extra al viscosímetro capilar de lo que se ha revisado en los trabajos anteriores los cuales evitan los efectos de borde teniendo una longitud del viscosímetro amplia con el objeto de despreciar las perdidas de borde, otros las determinan