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ESTADIASTRANSCRIPT
Coordinación General de Universidades Tecnológicas UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE GUTIÉRREZ ZAMORA
QUÍMICA ÁREA INDUSTRIAL
REPORTE TÉCNICO:
“CUANTIFICACIÓN DE LA CONCENTRACIÓN DE SALES EN EL ACEITE CRUDO DE LA ZONA POZA RICA UTILIZANDO EL
MÉTODO ELECTROMÉTRICO”
PARA OBTENER EL TÍTULO DE:
TÉCNICO SUPERIOR UNIVERSITARIO EN
QUÍMICA ÁREA INDUSTRIAL
PRESENTA:
GUADALUPE QUIJANO BAUTISTA
ASESOR EDUCATIVO:
IQ. JOSÉ LUIS XOCHIHUA JUAN
GUTIÉRREZ ZAMORA AGOSTO 2015
1
ÍNDICE
INTRODUCCIÓN.....................................................................................................3
CAPÍTULO I GENERALIDADES DE LA EMPRESA...............................................4
1.1 Descripción de la empresa.................................................................................5
1.2 Ubicación............................................................................................................5
1.3 Reseña histórica.................................................................................................6
1.4 Misión.................................................................................................................7
1.5 Visión..................................................................................................................7
1.6 Organigrama......................................................................................................8
CAPITULO II REPORTE DE INVESTIGACIÓN.......................................................9
2.1 Planteamiento del problema...............................................................................9
2.2 Justificación......................................................................................................10
2.3 Marco Teórico..................................................................................................10
2.3.1 Método de prueba...............................................................................................10
2.3.2 Significado y uso.................................................................................................11
2.4 Requerimientos Técnicos.................................................................................12
2.4.1. Documento de referencia................................................................................12
2.4.2 Hoja de seguridad...............................................................................................13
2.4.3 EPP.........................................................................................................................13
2.4.4 Recomendaciones..............................................................................................13
2.5 Delimitación......................................................................................................14
2.6 Objetivos..........................................................................................................15
2.6.1 Objetivo General..................................................................................................15
2.6.2 Objetivos Específicos.........................................................................................15
2.7 Propuesta de solución......................................................................................15
2.8 Metodología......................................................................................................16
2.8.1 Calibración............................................................................................................16
2
2.8.2 Procedimiento......................................................................................................17
2.9 Materiales y métodos.......................................................................................18
2.10 Análisis y resultados.......................................................................................19
2.10.1 Cálculos...............................................................................................................19
2.10.2 Resultados..........................................................................................................20
CONCLUSIÓN.......................................................................................................25
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.......................................................................26
ANEXOS................................................................................................................27
3
INTRODUCCIÓN
El presente trabajo describe una de los tantos métodos utilizado en la industria
petrolera, abarcando especialmente la parte de un análisis cuantitativo de sales
presentes en el aceite crudo obtenido de los yacimientos de petróleo. Esto con el
fin de tener un conocimiento más completo de su composición química y definir de
ésta manera las etapas que tendrá dentro de un proceso, como la toma de
decisión si el crudo necesita o no desalarse.
Con el fin de conocer de manera cuantitativa la concentración de sales en el aceite
crudo, se aplica un método importante dentro del laboratorio Grupo
Multidisciplinario de Operación, Transporte y Distribución de Hidrocarburos
(GMOTDH), conocido como método electrométrico.
La aplicación de dicho método, da la apertura de saber la concentración de sales,
las cuales como se sabe son minerales que no son totalmente diluidas dentro del
petróleo crudo. Es de tan importancia dicha aplicación, para evitar en momento,
algún daño de corrosión en las operaciones de refinación. Ya que la corrosión es
un problema industrial importante, pues puede causar el deterioro de las
instalaciones, representando un costo importante.
4
CAPÍTULO I GENERALIDADES DE LA EMPRESA
1.1 Descripción de la empresa
La empresa tiene por nombre Petróleos Mexicanos, siendo una empresa
productiva de la industria petrolera, abarcando desde la exploración hasta la
distribución y comercialización de productos finales. El cual es definida como una
industria grande, ya que es una de las empresas con un desarrollo bastante
considerado por su forma de operación y por estas razones es considerada como
una empresa con status muy vigoroso.
Pemex es una empresa dedicada a realizar procesos al aceite crudo obtenido de
pozos petroleros y el cual esta basada en el desarrollo de ella misma para
satisfacer las necesidades de la sociedad. Es por eso que se considera además
una empresa que brinda servicio de calidad con un desarrollo estable (Figura 1).
Figura 1 Logotipo de la empresa
1.2 Ubicación
La empresa Pemex se encuentra ubicada en la ciudad de Poza Rica en el
Boulevard Lázaro Cárdenas No. 200. Para fines de trabajo del proyecto se
desarrollara en el Laboratorio de Control de Transporte y Distribución de
Hidrocarburos (CTDH) localizado en el edificio de la Coordinación de Operación
de Pozos e Instalación de Explotación (COPIE), obsérvese la Figura 2.
5
Figura 2 Ubicación de la empresa
1.3 Reseña histórica
La empresa Petróleos Mexicanos nace en 1938 mediante el decreto del Congreso
de la Unión, sus operaciones comenzaron el 20 de julio de ese mismo año para
ser la única compañía que podía explotar y administrar los yacimientos petrolíferos
encontrados en el territorio mexicano.1
Tiempo después se promulga la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos, que en
dicho ordenamiento compuesto por 17 artículos, define a la empresa como un
organismo público descentralizado del gobierno federal, cuyo objeto sería la
exploración, explotación, refinación, transporte, almacenamiento, distribución y las
ventas de primera mano del petróleo y del gas. Contando con los siguientes
organismos:
Pemex-Exploración y Producción.
Pemex-Refinación.
Pemex-Gas y Petroquímica Básica.
Pemex-Petroquímica
1 Campos Velarde E. (Agosto 18, 2013). Petróleos mexicanos. 2015. www.convenergia.jindom.mx
6
Activo Pemex Exploración y Producción
Dentro de las subdivisiones antes mencionadas, surgen departamentos que son
parte complementaria de la administración sobre la producción que se realiza en
dicha empresa, como es el Grupo Multidisciplinario de Operación, Transporte y
Distribución de Hidrocarburos (GMOTDH). 2
1.4 Misión
Petróleos Mexicanos es una empresa paraestatal integrada, cuya finalidad es
maximizar la renta petrolera, contribuir al desarrollo nacional y satisfacer con
calidad las necesidades de sus clientes, en armonía con la comunidad y el medio
ambiente.
1.5 Visión
Ser una empresa sustentable, líder en el mercado nacional que opere con
estándares internacionales, rentable, segura, confiable, competitiva, reconocida
por la calidad de sus productos; con una arraigada cultura de servicio al cliente,
respetuosa del medio ambiente, cuidadosa de sus relaciones con la comunidad y
promotora del desarrollo integral de su personal.3
2 Campos Velarde E. (Agosto 18, 2013). Petróleos mexicanos. 2015. www.convenergia.jindom.mx3 Muñoz Leo R. (Diciembre 14, 2014). Informe anual. 2015, de Pemex. www.pemex.com
7
1.6 Organigrama
La organización del Grupo Multidisciplinario de Operación, Transporte y Distribución de Hidrocarburos (GMOTDH)
está dada de la siguiente manera (Figura 3):
8
Probadores Físicos
Auxiliares de probador Analítico
Auxiliares probador de Gases
Auxiliares de probador físico
Probador de Gases
Probadores Analíticos
Encargado de Laboratorio del Grupo Multidisciplinario de
Operación, Transporte y Distribución de Hidrocarburos
Lic. José Luis Dávila Pochat
Coordinador de laboratorio del Grupo Multidisciplinario de Operación,
Transporte y Distribución de Hidrocarburos
Ing. Gustavo Rodríguez Ramírez
Jefe de Laboratorio del Grupo Multidisciplinario de
Operación, Transporte y Distribución de Hidrocarburos
Ing. Karina Rodríguez Ríos
Figura 3 Organigrama
CAPITULO II REPORTE DE INVESTIGACIÓN
2.1 Planteamiento del problema
Dentro del laboratorio del Grupo Multidisciplinario de Operación, Transporte y
Distribución de Hidrocarburos (GMOTDH), se realizan diversos análisis al aceite
crudo, como es determinación de la salinidad. La presencia de sales en el
aceite crudo es un serio problema durante el bombeo, transporte y refinación del
mismo.
Los niveles excesivos de sal pueden causar serios problemas de corrosión y
obstrucción dentro de los ductos, ocasionando pérdidas económicas. El contenido
de sal en el petróleo crudo es variable pero el promedio debe estar en 23.5 lbs/bbl.
La cantidad de sales que se encuentre en la muestra de crudo es redundante
debido a la determinación por los problemas de corrosión que pudiese tener la
tubería del proceso de producción.
La corrosión afecta los gastos pues hay que contemplar situaciones como son
el costo del cambio o reparación del metal corroído incluyendo, claro está, el costo
de la mano de obra requerida. La ruptura por corrosión de un tramo de tubería de
una refinería de petróleo, puede costar miles de pesos. El alto porcentaje de sal
en el aceite crudo también ocasiona un taponamiento en tuberías, reduciendo la
capacidad de transcurso del flujo. Conocer la cantidad de sal en el crudo puede
significar realizar una desalación a este (método que consiste en el ingreso de
agua dulce al crudo).4
4 ASTM D- 3230 10(2006) “Standard Test Method for salts in crude oil (electrometric method) USA
9
2.2 Justificación
Con respecto al problema mencionado y conociendo los factores involucrados, es
necesario la cuantificación de sales. El poder conocer dicho valor permitirá
conocer la concentración de sales y saber definir los problemas a los que puedan
estar sometidas las instalaciones de producción. Incluso nos da la pauta para
saber si en algún instante será requerido algún tratamiento en específico, el aceite
crudo, como el caso de la desalación.
2.3 Marco Teórico
El aceite crudo de un yacimiento, contiene cantidades apreciables de
concentraciones de sólidos, tales como sales, que comúnmente son: cloruros de
sodio, calcio, magnesio y entre otros cloruros inorgánicos que también pueden
estar presentes o disueltos en el aceite crudo.5 Aunque una cantidad significativa
de estas sustancias es reducida del crudo bruto en el campo de producción, una
pequeña cantidad permanece en las operaciones de extracción y sobre todo
durante su almacenaje, afectándose en mayor grado el proceso de refinado
(daños por corrosión y contaminación de cloruros en el equipo usado). El proceso
de corrosión se resume específicamente en que los cloruros se hidrolizan a altas
temperaturas (250-350°F) produciendo ácido clorhídrico (HCl), el cual se disuelve
en el agua presente causando corrosión rápida a las superficies metálicas.
2.3.1 Método de prueba
El método utilizado para llegar a la cuantificación de salinidad es el método
electrométrico que cubre la determinación aproximada de cloruros (sales) en
aceite crudo. El intervalo de concentración cubierto es de 0 a 500 mg/kg o 0 a 150 5 Oreto Hernández E. (2013). Corrosión. En Materiales metálicos (231). Estados Unidos: síntesis.
10
lbs/1000 bbl como concentración/volumen de aceite crudo. Este método mide la
conductividad de una solución de aceite crudo en una mezcla de solvente de
alcoholes cuando se somete a una tensión eléctrica. Donde un espécimen de
muestra homogeneizada se disuelve en solvente de mezcla de alcoholes, se
coloca en una celda para muestras que consta de un vaso y un juego de
electrodos. Es suministrado un voltaje sobre los electrodos, y el flujo de corriente
es medido. El contenido de cloruros (sal) se obtiene por referencia de una curva
de calibración de corriente contra concentración de cloruros de mezclas
conocidas. La curva de calibración se basa en estándares preparados de
aproximadamente el tipo y concentración de los cloruros en el aceite crudo que
será probado.
El contenido aproximado de cloruros en aceites crudos, conocerlo es importante
para decidir si el crudo necesita o no desalarse. La eficiencia del proceso de
desalación puede también ser evaluado. El exceso de sal en el crudo
frecuentemente da como resultado grandes efectos de corrosión en las
operaciones de refinación, también tiene efectos perjudiciales en los catalizadores
utilizados en este proceso. En conclusión, una vez culminada la prueba con el
salinometro se disputa si el valor obtenido es condicionable para futuros procesos,
o si será sometido a una futura desalación que es el método que se aplica para la
restación de sales en el crudo.6
2.3.2 Significado y uso
Este método de prueba se utiliza para determinar el contenido de sales
aproximado del aceita crudo utilizando un salinómetro (NORMALAS ANALISIS,
NBS 219), como el que se muestra en la Figura 4.
6 Juan Carlos Peña Chaparro, Optimización de las instalaciones del crudo. UNAM 2000
11
Figura 4 Salinómetro
El equipo debe constar de una unidad control capaz de producir y desplegar varios
niveles de voltaje para aplicar tensión al juego de electrodos suspendido en el
vaso que contiene la solución de prueba. El aparato debe ser capaz de medir y
desplegar la corriente (mA) conducida a través de la solución de prueba entre los
electrodos y cada nivel de voltaje.
2.4 Requerimientos Técnicos
Requisitos de seguridad, salud, y protección ambiental y calidad, para uso del
laboratorio.
2.4.1. Documento de referencia
Uno de los documentos a conocer es la referencia de D-3230, donde se describe
el Método de Prueba Estándar para Sales en Aceite Crudo o Método
Electrométrico.
12
2.4.2 Hoja de seguridad
Como el xileno, el 1-butanol y el metanol anhidro son sustancias orgánicas toxicas
e inflamables, se debe conocer la hoja de seguridad de cada uno de ellos.
2.4.3 EPP
Para ingresar al laboratorio, se de tener el conocimiento sobre el uso de lentes de
seguridad, guantes de nitrilo, mascarilla, uniforme de algodón.
2.4.4 Recomendaciones
La mesa de trabajo se limpiara con tanta frecuencia como sea requerida por
la naturaleza del trabajo que desarrolle. Se mantendrá los instrumentos
ordenados y con fácil acceso durante las pruebas.
La inhalación o el contacto con la muestra pueden irritar o quemar la piel y
los ojos. Los vapores pueden causar mareos o sofocación. Nuca succionar
la mezcla de alcoholes con la boca.
Limpiar los derrames en cuanto ocurran, con ayuda de franelas, estopas,
jergas, y de ser necesario, lavar o trapear con detergente biodegradable.
Almacenar los desechos en el depósito indicando como “Residuo
Peligroso”.
Eliminar todas las fuentes de ignición.
Todo el material de vidrio utilizado para este ensayo debe lavarse
perfectamente y enjuagar al final con agua destilada y secar para evitar la
presencia de sales adheridas a la superficie y errores en la determinación.
Nunca aplicar voltaje al aparato electrométrico si los electrodos no se
13
encuentran sumergidos en un liquido ya sea solvente, muestra o blanco7.
2.5 Delimitación
En este proyecto solo se aplicaran los procedimientos para el análisis de la norma
ASTM D 3230 10, junto con los requerimientos que pida el asesor industrial.
Consta de únicamente aplicar el método electrométrico al aceite en crudo para
poder obtener una relación de la cantidad de sales que contiene y de esta manera
tomar decisiones a futuro.8
Para el logro de nuestro proyecto, se realizaran actividades necesarias de manera
cronológica como se muestra a continuación:
Cronograma de actividades
2.6
Objetivos
7 NMX-Z-055-IMNC-2009 Metrología- vocabulario de términos fundamentales y generales8 ASTM D- 3230 10(2006) “Standard Test Method for salts in crude oil (electrometric method) USA
14
TIEMPO
ACTIVIDAD
MAYO JUNIO JULIO AGOSTO
SEMANAS SEMANAS SEMANAS SEMANAS1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4
Elección del temaInvestigación del temaElaboración del primer capituloElaboración del 2do capituloPractica del método electrométrico.Elaboración del 2do capituloAnálisis y resultados
2.6.1 Objetivo General
Cuantificar la concentración de sales en el aceite crudo de la zona poza rica
utilizando el método electrométrico.
2.6.2 Objetivos Específicos
Comprender el análisis de prueba utilizando el método electrométrico para
cuantificar la concentración de sales en el aceite crudo.
Realizar el análisis de prueba utilizando el método electrométrico para
cuantificar la concentración de sales en el aceite crudo.
Registrar los valores obtenidos al aplicar el método electrométrico para la
cuantificación de la concentración de sales en el aceite crudo.
2.7 Propuesta de solución
Como antes ya se mencionó la salinidad es uno de los problemas más importantes
en el ámbito del petróleo, ya que es una de las causas que provoca la corrosión,
siendo en particular el daño hacia las tuberías, en este caso las de los pozos
extractores del crudo. Una de las alternativas ya empleadas y que dan solución al
problema planteado, se propone la continuación de la aplicación del método
electrométrico para conocer el porcentaje de sal que se encuentra en el aceite
crudo. Una vez aplicado dicho método, registrar los valores obtenidos para
después realizar un análisis sobre las concentraciones de sales, cuyo
conocimiento será importante para decidir si el crudo tiene o no necesidades de
desalación y así continuar con sus procesos, como es la refinación.
2.8 Metodología
15
2.8.1 Calibración
La conductividad de las soluciones es afectada por la de temperatura de la
muestra cuando se efectúa la medición. La temperatura de la probeta en el
momento de la medición estará a menos de 3°C de la temperatura a la cual las
curvas de calibración se realizaron. Se establece un blanco de medición siguiendo
los siguientes procedimientos omitiendo la solución de mezcla de sales. Cuando la
corriente del electrodo indicada es mayor que 0.25 mA en 125 V, el agua u otra
impureza conductiva están presentes, su origen deberá encontrarse y eliminarse
antes de que termine la calibración. Determinar un blanco cada vez que se utilice
xileno fresco o mezcla de solventes.
1. Dentro de una probeta graduada de 100 ml con tapón de vidrio, adicionar
15 ml de xileno.
2. Con una pipeta (liberación total) agregar 10 ml de aceite neutro.
3. Lavar la pipeta con xileno hasta que quede libre de aceite.
4. Completar hasta 50 ml con xileno.
5. Tapar y agitar la probeta vigorosamente por lo menos 60seg para disolver.
6. Adicionar la cantidad apropiada de la solución de sales diluida de acuerdo a
la Tabla 1, que es apropiado al rango del contenido de sal que será medido.
7. Diluya a 100 ml con el solvente de mezcla de alcoholes. Agite la probeta
vigorosamente por aproximadamente 30 s para disolver, y permita que la
solución repose aproximadamente 5 min.
8. Vierta la solución dentro de un vaso de prueba seco.
9. Inmediatamente introducir los electrodos en el vaso asegurando que la orilla
superior del electrodo de níquel este abajo de la superficie del líquido.
10. Ajustar el electrodo al voltaje indicado, por ejemplo 25, 50, 125, 200V de
ac. En cada voltaje anote la lectura de la corriente y registre el voltaje
16
desplegado lo más cercano a 0.01 mA. Retire los electrodos de la solución,
lave con xileno seguido de nafta y permita que sequen9
2.8.2 Procedimiento
1. Utilizar una probeta seca con tapón esmerilado de 100ml, añadir 15ml de
xileno y, utilizando el mismo tipo de volumen de transferencia del dispositivo
que se utiliza anteriormente en la calibración (es decir, una pipeta de 10
ml).
2. Transferir 10ml de la muestra de aceite crudo en los 100ml de la probeta
con tapón esmerilado.
3. Enjuague la pipeta de 10ml con xileno hasta que quede libre de aceite.
4. Completar hasta 50 ml con xileno.
5. Tapar y agitar la botella enérgicamente durante unos 60seg.
6. Diluir hasta 100ml con mezcla de alcoholes, y de nuevo agitar
enérgicamente durante unos 30s.
7. Después de dejar reposar la solución durante aproximadamente 5 minutos,
se vierte en el vaso Berzelius seco.
8. Inmediatamente introducir los electrodos limpios y secos, asegurándose
que la orilla superior del electrodo de níquel este debajo de la superficie
liquido.
9. Seleccionar el modo calibración y ajustar el voltaje a 125 volts.
10.Verificar que la lectura del equipo se encuentre en 1.00mA o ajustar el
tornillo en caso de ser necesario.
11.Regresar al modo STANDBY.
12.Presionar el botón de lectura MEASURE, registrar la lectura.
13.Retirar los electrodos, enjuagar con xileno, limpiarlos y secarlos.
9 ASTM D- 3230 10(2006) “Standard Test Method for salts in crude oil (electrometric method) USA
17
14. Reportar los cloruros electrométricos en crudo en Lb/1000bbl
2.9 Materiales y métodos
A continuación se enlistan los materiales utilizados en el desarrollo experimental
(Figura 5).
Figura 5 Materiales
DescripciónResolució
nMagnitud de medida
Aparato electrométrico
(Salinómetro)1 Vca Eléctrica
Probeta Mezcladora 1mL Volumen
Cronometro 0.01 s Tiempo
Termómetro 0.2°C Temperatura
Pipeta Graduada 0.1 mL Volumen
Pipeta Volumétrica 10 mL Volumen
Vaso Berzelius N/A Volumen
18
Descripción Especificaciones Pureza
1-Butanol Anhidro N/A
Metanol Anhidro 99.99%
Xileno N/DGrado
Reactivo
Aceite Mineral
Neutro
Cualquier aceite refinado libre de cloro
aproximadamente 20mm2/s (cSt) viscosidad a
40°c y libre de aditivos
Grado
Reactivo
Agua Tipo II 0.1 mLGrado
Reactivo
2.10 Análisis y resultados
2.10.1 Cálculos
Para la realización de los cálculos se debe de proceder de la siguiente
manera:
1. Restar el valor de la corriente del blanco al valor de la corriente de la
muestra, para obtener la lectura de la corriente neta.
2. Para determinar el contenido de sal, utilice la curva de calibración del
aparato electrométrico considerando mA VS lb/1000bbl y reportar o
realizar los cálculos de manera analítica utilizando reglas de logaritmo
base 10.
3. Realizar los cálculos sustituyendo la siguiente formula:
10^ (1.4023*log (Lectura Neta)+1.0393)
19
Realización de cálculos para las correspondientes lecturas de análisis:
1. Tipo de muestra: Álamo
10 ^ (1.4023* log (1.96)+1.0393)= 28.1 lbs/1000bbl
2. Tipo de muestra: Pozoleo
10 ^ (1.4023* log (2.78)+1.0393)= 45.9 lbs/1000bbl
3. Tipo de muestra: Álamo
10 ^ (1.4023* log (1.63)+1.0393)= 21.7 lbs/1000bbl
4. Tipo de muestra: Marfo
10 ^ (1.4023* log (2.61)+1.0393)= 42.0 lbs/1000bbl
5. Tipo de muestra: Pozoleo
10 ^ (1.4023* log (2.07)+1.0393)= 30.3 lbs/1000bbl
6. Tipo de muestra: Pozoleo
10 ^ (1.4023* log (2.89)+1.0393)= 48.4 lbs/1000bbl
7. Tipo de muestra: Marfo
10 ^ (1.4023* log (2.75)+1.0393)= 45.2 lbs/1000bbl
8. Tipo de Muestra: Pozoleo
10 ^ (1.4023* log (2.55)+1.0393)= 46.0 lbs/1000bbl
2.10.2 Resultados
20
SUSTANCIA VOLUMEN (ml) VOLTAJE (V) INTENSIDAD (mA)
Blanco 100 ml 125 v 0.08mA
Crudo 100 ml 125 v 2.04mA
Lectura neta : 1.96mA
1. Tipo de crudo: Álamo
Concentración de sales LB/MB
28.1 lbs/1000bbl
SUSTANCIA VOLUMEN (ml) VOLTAJE (V) INTENSIDAD
(mA)
Blanco 100 ml 125 v 0.08mA
Crudo 100 ml 125 v 2.86mA
Lectura neta : 2.78mA
SUSTANCIA VOLUMEN (ml) VOLTAJE (V) INTENSIDAD
(mA)
Blanco 100 ml 125 v 0.04mA
Crudo 100 ml 125 v 1.67mA
Lectura neta : 1.63mA
SUSTANCIA
VOLUMEN (ml) VOLTAJE (V) INTENSIDAD
(mA)
Blanco 100 ml 125 v 0.07mA
Crudo 100 ml 125 v 2.68mA
Lectura neta : 2.61mA
21
1. Tipo de crudo: Pozoleo
Concentración de sales LB/MB
45.9 lbs/1000bbl
1. Tipo de crudo: Álamo
Concentración de sales LB/MB
21.7 lbs/1000bbl
1. Tipo de crudo: Marfo
Concentración de sales LB/MB
42.0 lbs/1000bbl
SUSTANCIA
VOLUMEN (ml) VOLTAJE (V) INTENSIDAD
(mA)
Blanco 100 ml 125 v 0.06mA
Crudo 100 ml 125 v 2.95mA
Lectura neta : 2.89mA
22
SUSTANCIA VOLUMEN (ml) VOLTAJE (V) INTENSIDAD
(mA)
Blanco 100 ml 125 v 0.06mA
Crudo 100 ml 125 v 2.13mA
Lectura neta : 2.07mA
1. Tipo de crudo: Pozoleo
Concentración de sales LB/MB
30.3 lbs/1000bbl
1. Tipo de crudo: Pozoleo
Concentración de sales LB/MB
48.4 lbs/1000bbl
SUSTANCIA VOLUMEN (ml) VOLTAJE (V) INTENSIDAD
(mA)
Blanco 100 ml 125 v 0.07mA
Crudo 100 ml 125 v 2.66mA
Lectura neta : 2.59mA
CONCLUSIÓN
Al analizar los distintos tipos de crudos nos damos cuenta que la concentración en
23
SUSTANCIA VOLUMEN (ml) VOLTAJE (V) INTENSIDAD
(mA)
Blanco 100 ml 125 v 0.08mA
Crudo 100 ml 125 v 2.85mA
Lectura neta : 2.77mA
1. Tipo de crudo: Marfo
Concentración de sales LB/MB
45.2 lbs/1000bbl
1. Tipo de crudo: Pozoleo
Concentración de sales LB/MB
46.0 lbs/1000bbl
LB/MB, es inferior a 50.00 LB/MB y por lo tanto dicho valor está dentro de las
especificaciones, esto tomando en cuenta las normas del laboratorio de Control de
Calidad Transporte y Distribución de Hidrocarburos (CTDH). En caso de superar la
concentración de 50.00 LB/MB de sales, el cual estaría sobre los límites de
salinidad del aceite crudo tratado, se reportado al dirigente de la muestra tratada,
donde se tomara la decisión de proceder a una desalación u otras alternativas que
puedan facilitar el mejor manejo del aceite crudo y, sin dejar de aplicar la
reducción de la concentración de sales disueltos en el mismo.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
1. ASTM D 3230 10 – Proporcionado por el Instituto Mexicano del Petróleo
24
2. Juan Carlos Peña Chaparro, Luis Peña Chaparro: Optimización de las
instalaciones para estabilización del crudo ligero en una central de proceso y
distribución. Facultad de Ingeniería, UNAM. 1998.
3. José Gabriel Villegas Gonzales: Deshidratación costa afuera de aceite crudo
ligero. Facultad de Ingeniería, UNAM. 2000.
4. Marfisi Shirley, Salager Jean Louis: Deshidratación de Crudo, Principios y
Tecnología. Facultad de Ingeniería, Universidad de Los Andes, 2000
5. NMX-EC-17025-IMNC-2006”Requisitos Generales para la competencia de los
laboratorios de ensayo y calibración”.
6. ASTM D- 3230-10 “Standard Test Method for salts in crude oil (Electrometric
Method)”.
7. NMX-Z-055-IMNC-2009 Metrologia-. Vocabulario de términos fundamentales y
generales.
ANEXOS
Sal lb/1000bbl de Solución de mezcla de sales
25
Sal g/m3 de aceite crudo aceite crudo (diluida) mL
3 1.0 0.3
9 3.0 1.0
15 5.0 1.5
30 10.0 3.0
45 16.0 4.5
60 21.0 6.0
75 26.0 8.0
90 31.0 9.5
115 40.0 12.0
145 51.0 15.0
1980 66.0 20.0
215 75.0 22.5
245 86.0 25.5
290 101.0 30.5
Tabla 1 Muestras de estándares
Tipo de pozo Limitación de salinidad en el crudo
Marfo 50.00 LB/MB
26
Pozoleo 50.00 LB/MB
Horcón 50..00 LB/MB
San Andrés I 50.00 LB/MB
San Andrés II 50.00 LB/MB
Tabla 2 Limite de salinidad
27