INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA QUÍMICA

E INDUSTRIAS EXTRACTIVAS

ELECTRODEPOSICION DE COMPONENTES CORROSIVOS EN CRUDOS PESADOS

TESIS

QUE PARA OBTENER EL TITULO DE INGENIERO EN METALURGIA Y MATERIALES

P R E S E N T A

ERICK ALEXIS MARIN QUIROZ

DIRECTOR DE TESIS: DR. MANUEL DE JESÚS MACÍAS HERNÁNDEZ MÉXICO D.F., 2016

AGRADECIMIENTOS

Estando convencido precisamente de esto: que el que comenzó en vosotros la buena obra,

la perfeccionará hasta el día de Cristo Jesús. FILIPENSES 1:6

Este trabajo es la muestra fehaciente de que todos los esfuerzos

al final siempre traen recompensa, todas esas noches de

estudio, viajes, regresos de la escuela, retos y cansancio,

momentos difíciles pero sobre todo también de alegría son

reflejados en el término de este proyecto.

Primeramente quiero darle gracias a Dios porque me ha dado la

fuerza, inteligencia y sobre todo la vida para poder materializar

este sueño.

Gracias a mis Padres “Marcelino y Clemencia” que siempre

estuvieron a mi lado en los momentos complicados y momentos

buenos animándome y apoyándome sobre cualquier cosa, les

dedico este escrito que refleja los años de esfuerzo y de trabajo

que tuvieron para poder brindarme una educación.

Gracias a mi hermana “Alix” que siempre tuvo una palabra para

apoyarme y ayudarme en este proceso.

Gracias al Dr. Manuel Navarrete que me animo y me mostro los

grandes beneficios que trae el amor al conocimiento. (Q.E.P.D.)

Gracias al Dr. Manuel de Jesús Macías mi director de Tesis por

haberme brindado la confianza y apoyo en la realización de

este trabajo.

Gracias a cada persona que estuvo relacionada directa e

indirectamente en este proceso como amigos, conocidos y

profesores.

ÍNDICE

Resumen……………………………………………………………………………………I

Introducción……………………………………………………………………….……….II

CAPITULO 1. GENERALIDADES

1.1 El petróleo…………………………………………………………………….……….1

1.2 Propiedades del petróleo………………………………………………………..…..2

1.2.1 Crudos de alta acidez…………………………………………………………......2

1.2.2 Crudos pesados……………. …………………………………………...………..2

1.2.3 Crudo extra pesado ………………………….……….…….……………………..3

1.2.4 Crudo Ku-Maloob- Zaap………………………………………………….……..4

1.3 Composición del petróleo o crudo…..……………………….……………………..4

1.4 Clasificación del petróleo o crudo…………………………..……………………..8

1.4.1 Clasificación por gravedad API…………………………………………………..8

1.4.2 Clasificación por composición química……………..…………………………..9

1.4.3 Contenido de metales…………………………………….………………………10

1.4.4 Contenido de sales………………………………………………………….……10

1.4.5 Contenido de azufre………………………………………………………………11

1.4.6 Definición de los asfáltenos……………………………………………………...11

1.4.7 Estructura de los asfáltenos……………………………………………………...12

1.5 Problemas en la Industria petrolera……………………………………………….14

1.6 Corrosión……………………………………………………………………………..14

1.7 Corrosión en la industria petrolera………………………………………………..15

1.8 Corrosión y erosión debido a los crudos…………………………………………16

1.9 Corrosividad de los crudos debido al contenido de azufre……………………..16

1.10 Corrosión por emulsiones..…………………………………………….…………16

1.11 Tipos de emulsiones …………………………………………………………...…17

1.12 Emulsiones crudo-agua……..…………………………………………………….18

1.12.1 Formación de una emulsión crudo-agua…..…………………………………18

1.13 Los agentes de superficie activa…………...…………………………………….19

1.13.1 Surfactantes como inhibidores de corrosión...………………………………..19

1.14 Propiedades eléctricas y dieléctricas de los asfáltenos……………………….20

1.15 Conductividad eléctrica de los asfáltenos……………………………………….20

1.16 Electrodeposición de asfáltenos……..…………………………………………..21

1.17 Electrodeposición de asfáltenos en un medio por solvente……….…………..22

1.18 Electrodeposición por un medio acuoso……….....……………………………..23

1.19 Efecto del campo eléctrico en emulsiones agua en aceite.…………………...24

1.20 Electrodeposición de vanadio y níquel de los asfáltenos…………………….25

CAPITULO 2. DESARROLLO EXPERIMENTAL

2.1 Diagrama general de la experimentación......….…….…………..……...………..27

2.2 Crudo Ku-Maloob-Zapp…..……………….…………………………….…………28

2.2 Emulsión crudo-agua de mar…………….……….………………..………………28

2.3.1 Procedimiento de preparación de la emulsión crudo-agua de mar (50/50%

V/V)………………………………………………………………………………………..28

2.4 Medición de conductividad de la emulsión.……..………………………………29

2.4.1 Procedimiento de medición……………………..………………………………..29

2.4.2 Medición del pH…………………………………………………………………...30

2.5 Electrodos…………………………………………………………………………….30

2.6 Montaje de la celda de electrodeposición..……………………………………….30

2.6.2 Metodología de la experimentación…………………………………………….31

2.6.3 Pruebas de repetibilidad…………………………………………………………32

2.6.4 Pesaje del depósito en los electrodos………………... ……………………….32

2.6.5 Caracterización de los productor por IR (Espectroscopia infrarroja)………..33

2.7 Pruebas de corrosión……………………………………………………………….34

2.7.1 Método ASTM D 130 para productos del petróleo en placa de Cu………… 34

2.7.2 Pruebas complementarias del método ASTM D 130………………………… 35

2.7.3 Pérdida de peso por corrosión…………………………………………………..35

2.7.4 Preparación de las probetas……………………………………………………..35

CAPITULO 3. RESULTADOS Y DISCUSION

3.1 Resultados de las pruebas de electrodeposición de asfáltenos…………….... 37

3.1.2 Deposito en el ánodo con diferencial de potencial positivo +ΔV…………….38

3.1.3 Depósito en el cátodo con diferencia de potencial negativo -ΔV……………39

3.1.4 Peso de materia electrodepositada……………………………………………..40

3.2 Espectros de infrarrojo……………………………………………………………...41

3.3 Resultados de las pruebas de corrosión………………………………………….45

3.3.1 Resultados sobre lamina de Cu…………………………………………………45

3.3.2 Pérdida de peso en lámina de Cobre…………………………………………...47

3.3.3 Resultados de corrosión en probetas de acero 1018…………………………47

3.3.4 Pérdida de peso por corrosión del acero 1018………………………………...48

Conclusiones……………………………………………………………………………..49

Referencias bibliográficas……………………………………….……………………...50

No. NOMBRE PÁG.

1.1 Intervalos de viscosidad y gravedad API para diferentes

crudos.

9

1.2 Polaridad de los componentes de un petróleo crudo 12

1.3 a Estructura molecular promedio de los asfáltenos 13

1.3 b Asfáltenos en forma de una hoja plana no homogénea 13

1.3 c Aglomerado 13

1.4 Fotomicrografía de una emulsión agua en aceite. 17

1.5 Fotomicrografía de una emulsión aceite en agua. 17

1.6 Experimento estático para la caracterización de cargas y

propiedades de los asfáltenos.

22

1.7 Esquema de la contribución de los portadores de carga en la

conductividad de muestra de crudo.

23

1.8 Interacción de las gotas de emulsión O/W con moléculas de

asfáltenos en la interface O/W.

24

1.9 Coalescedores de uso industrial conectados

a un polo positivo y grounded.

25

2.1 Diagrama general experimental 27

2.2 Preparación de emulsión crudo-agua de mar.

29

2.3 Celda de Electrodeposición 30

2.4 Modelo de la celda de electrodeposición conectada en

ánodo y grounded.

32

2.6 Modelo de la celda de electrodeposición conectada en

cátodo y grounded.

32

2.7 Autoclave utilizada en la prueba. 35

3.1 Electrodo con masa electrodepositada en a)ánodo y b)

grounded.

38

3.2 Electrodo con masa electrodepositada en c)ánodo y d)

grounded.

38

Índice de figuras

3.3 Electrodo con masa electrodepositada e)ánodo y f)

grounded.

38

3.4 Electrodo con masa electrodepositada en a)cátodo y

b)grounded

39

3.5 Electrodo con masa electrodepositada en c)cátodo y

d)grounded

39

3.6 Electrodo con masa electrodepositada en e)cátodo y

f)grounded

39

3.7 Espectro infrarrojo de Crudo Ku-Maloob-Zaap 41

3.8 Espectro Infrarrojo de emulsión O/W (50-50% V/V) 41

3.9 Espectro Infrarrojo de emulsión O/W (50-50% V/V) con

emulsificante EME1

42

3.10 Espectro IR de masa depositada en ánodo (+)

42

3.11 Espectro IR de Y3 asfáltenos (arriba) y resinas (abajo) 42

3.12 Espectro IR de masa depositada en electrodo cátodo (-) 43

3.13 Electrolito resultante de una prueba corrida con una +ΔV 43

3.14 Espectro IR de agua de mar separada del electrolito

resultante.

43

3.15 Espectro de un precipitado 44

3.16 Espectro de emulsificante no Iónico EME1. 44

3.17 Emulsión antes de la prueba de electrodeposición a 85°C. 46

3.18 Electrolito Resultante (+ΔV) a 85°C. 46

3.19 Electrolito Resultante (-ΔV) a 85°C 46

3.20 Código de colores de corrosión en una placa de Cu, ASTM D

130

46

3.21 Emulsión 50/50 sobre probeta de acero, sometida a 85°C.

48

3.22 Electrolito resultante (+) sobre probeta de acero, sometido a

85°C.

48

3.23 Electrolito resultante (-) sobre probeta de acero, sometida a

85°C.

48

No. NOMBRE PÁG.

1.1 Composición elemental del crudo pesado. 5

1.2 Intervalo de concentración del residuo del petróleo 5

1.3 Clasificación de los tipos del crudo de acuerdo a la gravedad

API

8

1.4 Composición generalizada de diferentes tipos de

alimentación.

13

1.5 Fallas en la industria petrolera 15

1.6 Tipo de corrosión y falla. 15

3.1 Pesos de depósitos en el ánodo con potencial +∆V

40

3.2 Pesos de depósitos en el cátodo con potencial -∆V

40

3.3 Número de onda y grupo 41

3.4 Pérdida de peso en lamina de cobre.

47

3.5 Pérdida de peso en placa de acero 1018. 48

Índice de tablas.

Resumen

I

RESUMEN

El objetivo de este trabajo es la remoción de elementos corrosivos en

crudos pesados tales como asfáltenos conteniendo metales y sales de

agua de mar, por medio de la experimentación de electrodeposición en

una media celda electroforética.

En el primer capítulo se describen los diferentes tipos de crudos de acuerdo

a su composición, problemáticas de corrosión en la industria petrolera y

trabajos relacionados con la electrodeposición de asfáltenos. La estructura

de los asfáltenos se ejemplifica con moléculas modelos en diferentes

planos donde se observa la distribución molecular de los componentes

como carbono e hidrogeno enlazados con el azufre, oxigeno, nitrógeno y

metales que son potencialmente corrosivos.

En el segundo capítulo se describe la metodología de electrodeposición

de asfáltenos en un crudo mexicano Ku-Maloob-Zaap extra pesado,

comenzando con la adaptación de la media celda electroforética.

Se describe la preparación de la emulsión crudo-agua de mar

adicionando un surfactante no iónico con características de inhibidor de

corrosión y por último se describen las pruebas de repetibilidad con un

diferencial de potencial de voltaje negativo -ΔV y en otra celda con

diferencial de potencial de voltaje positivo +ΔV.

En el tercer capítulo se presentan los resultados y discusión, donde se

observó que la electrodeposición de asfáltenos es mayor en el ánodo con

una diferencia de potencial de voltaje negativo (+ΔV). Por otro lado, se

aplica una diferencia de potencial de voltaje negativa (-ΔV) y el ánodo

presenta mayor deposición.

A una lámina de cobre y una placa de acero 1018 se le realiza una prueba

cualitativa de corrosión con la norma ASTM D130 usando el medio

emulsificado antes y después de la prueba de la electrodeposición.

Introducción

II

INTRODUCCIÓN

La corrosión es unos de los principales aspectos que causan pérdidas

económicas en el ámbito industrial. La Industria petrolera no está exenta

de este fenómeno; la perdida de una pequeña porción del material

representa una pérdida millonaria anualmente por el efecto que tiene

sobre los materiales usados en la producción, transporte, almacenamiento,

y refinería del petróleo.

El petróleo pesado extraído del pozo comúnmente contiene agua y está

contaminado de componentes corrosivos principalmente azufre, metales

como níquel y vanadio, sales orgánicas e inorgánicas obtenidas de

acuerdo al tipo de subsuelo. La materia orgánica con sulfato disuelto en un

medio apropiado de degradación por bacterias origina el ácido sulfhídrico

(H2S) y bicarbonato (HCO3) provocando la corrosión amarga por el azufre,

El dióxido de carbón (CO2) derivado de los HCO3 es encontrado disuelto

en agua en emulsiones con el crudo pesados provocando la corrosión

dulce.

La corrosión dulce y amarga por CO2 y H2S respectivamente, son

principales causantes del mayor problema en la industria petrolera,

subsecuentemente son las sales, metales Ni y V. Los crudos pesados

contienen asfáltenos con un alto porcentaje de ácidos orgánicos, azufre,

metales como Ni y V. El sulfato proveniente de la oxidación de azufre es

clave en la generación de H2S y HCO3 y por consecuencia el CO2.

El asfálteno con oxígeno inicia la sulfatación para generar la corrosión

dulce y amarga incluso por oxidación de metales Ni y V. Influyen también

las altas temperaturas y velocidades de flujo que provocan el efecto

corrosivo en tubos, hornos, torres y líneas de transferencia de unidades de

destilación.

El petróleo crudo mexicano como el Maya y Ku-Maloob-Zap contienen

grandes cantidades de asfáltenos y 1% de agua que precipitan en el

interior de las tuberías provocando corrosión por los elementos arrastrados

en el flujo emulsificado. Así, los surfactantes toman importancia, pueden

tener una doble función de inhibidores de corrosión y estabilizador para

emulsiones crudo- agua.

III

La electrodeposición de asfáltenos de los crudos fue estudiada en

emulsiones utilizando una celda electroforética, donde la deposición de los

asfáltenos cargados negativamente o positivamente son estudiados. Una

emulsión crudo-agua se presenta desde la extracción y transporte en un

medio salino donde la electrodeposición se presenta de forma natural por

un fenómeno de campo eléctrico.

En el proceso de coalescencia de emulsiones crudo-agua, los asfáltenos

con bajos contenidos metales presentan una carga negativa y se mueven

hacia el ánodo por un campo eléctrico.

Por lo tanto en este trabajo se realizó una electrodeposición de asfáltenos

a partir de una emulsión de un crudo pesado en agua de mar utilizando un

surfactante no iónico como emulsificante e inhibidor de corrosión. Se

observó la deposición de los asfáltenos hacia el ánodo y cátodo,

adaptando una media celda electroforética con una diferencia de voltaje

positivo y otra celda con una diferencia de potencial de voltaje negativo.

También se analizó el efecto de corrosión en el electrolito residual con el

efecto del inhibidor no iónico.

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO

Página 1

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO.

1.1 El Petróleo

La palabra petróleo significa literalmente “Aceite de Roca” este término es

usado para describir un gran número de fluidos hidrocarburos que se han

almacenado en reservas. El petróleo también llamado “Crudo” varía

dramáticamente en color, olor, y propiedades de flujo que reflejan la

diversidad de su origen. [1]

El petróleo es tal vez la sustancia más importante consumida en la

sociedad moderna. Que proporciona no solo materias primas para

plásticos y otros productos, sino también para energía, industria de

calefacción y transporte. La palabra petróleo, deriva del latín petra y

óleum, que significa “Aceite de roca”, y se refiere a los hidrocarburos que

se encuentran extensamente en las rocas sedimentarias en forma de

gases, líquidos, semisólidos o sólidos.

Desde un punto de vista químico, el petróleo es una mezcla

extremadamente compleja de hidrocarburos compuestos, usualmente con

cantidades menores de nitrógeno, oxígeno y azufre, así como rastros de

compuestos metálicos.

El petróleo y su término equivalente aceite crudo cubre una amplia

variedad de materiales que consisten en una mezcla de hidrocarburos y

otros compuestos, los cuales pueden variar extensamente en volatilidad,

gravedad específica y viscosidad, también contiene metales pesados

como vanadio y níquel en cientos de partes por millón, que pueden

provocar dificultades en el procesamiento de esas materias primas. [3]

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO

Página 2

1.2 Propiedades del petróleo

Los crudos tienen características físicas y químicas muy variables de un

campo de producción a otro, incluso dentro de un mismo yacimiento. La

clasificación más burda pero no menos importante en cuanto los

resultados económicos, es la clasificación en crudos “Pesados y ligeros”. Al

estar formado principalmente por moléculas hidrocarbonadas, la densidad

de un crudo será tanto menor cuanto mayor sea la relación atómica H/C.

La densidad de los crudos puede oscilar entre 0.7 y 1, expresados con

mucha frecuencia en grados API (American Petroleum Institute) cuyo valor

varía entre 70 y 5. [2]

1.2.1 Crudos de alta acidez

Los crudos de alta acidez causan corrosión en la refinería, la corrosión es

predominante a temperaturas por arriba de 180ºC y ocurre

particularmente en la unidad atmosférica de destilación y también en la

unidad de destilación a vacío. Además, la corrosión es causada por sales

minerales, magnesio, calcio y cloruro de sodio que se hidrolizan para

producir ácido clorhídrico volátil, causando una alta condición corrosiva.

Por lo tanto, esas sales presentan una significante contaminación en los

crudos. [3]

1.2.2 Crudos pesados

Los crudos pesados son un tipo de petróleo que es diferente al petróleo

convencional en medida que es mucho más difícil recuperarlo de los

depósitos del subsuelo. La definición de crudos pesados esta usualmente

basada en la gravedad API o viscosidad, y la definición es bastante

arbitraria aunque se ha intentado racionalizar la definición en base a la

viscosidad, gravedad API y densidad.

Los crudos pesados tienen mucha más alta viscosidad (baja gravedad API)

que el petróleo convencional, y la recuperación primaria de este tipo de

petróleo usualmente requiere estimulación térmica de las reservas. El

termino genérico Crudo Pesado es a menudo aplicado a crudos que

tienen menor de 20º API y usualmente, pero no siempre, un contenido de

azufre alto de 2% en peso. [3]

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO

Página 3

1.2.3 Crudo extra pesado

El termino crudo extra pesado recientemente evoluciono (relacionado a

la viscosidad). Crudo extra pesado es el que tiene gravedades API entre 10

y 22.3 º API.

1.2.4 Crudo Ku Maloob Zaap

El crudo Mexicano extra pesado es Ku-Maloob-Zap (KMZ), este tipo de

petróleo se extrae en un yacimiento localizado en la sonda de Campeche

en la parte del Golfo de México a 105Km al norte de Cd. del Carmen,

Campeche. Fue descubierto por Pemex en el Año 2002, y ha sido extensa

la explotación de los yacimientos en donde se encuentra este crudo, que

se ha convertido en uno de los principales crudos producidos en México. El

Ku-Maloob- Zap forma parte del grupo llamado “Crudos Pesados”

contando con 14º API, este petróleo es una mezcla de crudos, Ku, Maloob

y Zaap. De acuerdo a datos del 2010 de Pemex y un análisis de la U.S.

Energy Information Administration, los siguientes son los 10 campos

petroleros individuales actualmente más productivos en México:

Cantarell, con 384 mil barriles diarios y 15% de la producción nacional.

Aunque continúa siendo el campo más importante, su situación actual es

muy distante de su pico de producción, con la producción del 2010 siendo

74% menor a su máximo histórico.

Ku, con 337 mil barriles diarios y 13.1% de la producción mexicana.

Zaap, con 274 mil barriles diarios y 10.6%de la producción nacional.

Maloob, 218 mil barriles diarios y 8.5% de la producción. Estos últimos tres

campos se encuentran adjuntos a Cantarell y son comúnmente vistos

como un proyecto conjunto (Ku-Maloob-Zap), siendo la mayor fuente de

nuevo crecimiento de producción en los últimos años. La mayoría de estos

crudos, son extraídos por vías marítimas, por lo cual su contenido en sales y

elementos corrosivos es alta, al momento de ser extraídos y transportados

el arrastre y combinación con este tipo de elementos aumenta, por lo

tanto, el riesgo corrosivo también presenta un incremento. [34]

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO

Página 4

1.3 Composición del petróleo o crudo

La composición de los crudos es muy variable dependiendo del lugar en el

que se han formado. No solo se distinguen unos crudos de otros por sus

diferentes proporciones en las distintas fracciones de hidrocarburos, sino

también porque tienen distintas proporciones de azufre, nitrógeno y de las

pequeñas cantidades de diversos metales, que tienen mucha importancia

desde el punto de vista de la contaminación. [4]

El petróleo está compuesto por los siguientes grupos:

Hidrocarburos (Compuestos de carbono e hidrógeno)

Compuestos no-hidrocarburos

Compuestos inorgánicos y sales inorgánicas (compuestos metálicos)

Hidrocarburos: Son el principal constituyente del petróleo. Todas las clases

de hidrocarburos están presentes en el crudo, excepto los alquenos y

alquinos, este es el principal indicativo de que el petróleo se ha originado

bajo atmosferas reducidas.

Compuestos No-Hidrocarburos: Varios tipos de compuestos no-

hidrocarburos se encuentran en el petróleo. Los más importantes son los

compuestos orgánicos de azufre, nitrógeno y oxígeno. La presencia de

esas impurezas es perjudicial y puede causar problemas en los procesos

catalíticos.

Compuestos metálicos: Muchos metales están presentes en el petróleo.

Algunos de los más abundantes son sodio, calcio, magnesio, aluminio,

hierro, vanadio y níquel. Esos están presentes como sales inorgánicas como

cloruro de sodio o de magnesio o también como compuestos órgano

metálicos. El calcio o magnesio pueden formar sales o jabones con ácidos

carboxílicos, esos compuestos actúan como emulsificantes, lo cual, es

indeseable. El desalado del crudo es un paso necesario para reducir esas

sales. [5]

En la literatura se reporta que la composición y concentración de los

diferentes contaminantes en los crudos a nivel mundial varían en el

intervalo que se muestra en la Tabla 1.1 [3]

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO

Página 5

Composición Intervalo de concentración %Peso

Carbono 83.0-87.0

Hidrógeno 10.0-14.0

Nitrógeno 0.1-2.0

Oxígeno 0.05-1.5

Azufre 0.04-6.0

Metales (Ni + V) <1000 ppm

Asfáltenos 0.1-12

Residuo de carbón 0.2-10

Los heteroátomos de azufre, nitrógeno y oxígeno, así como los metales no

se encuentran en forma elemental en el petróleo, sino formando

compuestos cuya complejidad varía con la estructura química del

hidrocarburo y numero de carbones.

De esta manera los crudos pueden tener diferentes propiedades que los

caracterizan y determinan su comportamiento para la elaboración de

combustibles, ceras o solventes.

Los heteroátomos mencionados en la Tabla 1.1 se concentran en mayores

cantidades en los residuos del petróleo cuando estos se someten a

destilación atmosférica y de vacío. La composición química encontrada

en los residuos se muestra en la tabla 1.2, como se observa, los metales, los

asfáltenos, los residuos de carbón, así como el azufre, se acumulan en

mayor proporción en el residuo. [6]

Composición Intervalo de concentración %Peso

Nitrógeno 0.2-2.5

Oxígeno 0.1-1.7

Azufre 2.0-7.0

Metales (Ni+ V) 120-1200 ppm

Ni 20-200 ppm

V 100-1000 ppm

Asfáltenos 11-29

Residuos de Carbón 18-32

Tabla 1.1 Composición elemental del crudo pesado [3]

Tabla 1.2 Intervalo de concentración del residuo del petróleo. [6]

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO

Página 6

Los compuestos de azufre son los constituyentes heteroátomicos del

petróleo más importantes y su concentración varía de acuerdo al tipo de

petróleo crudo. El contenido de azufre se incrementa a medida que el

crudo es más pesado. La concentración de azufre en un crudo puede

variar de 0.04% peso para crudos ligeros a 5.0% peso para crudos pesados.

[3]

Hidrocarburos componentes del petróleo.- Los hidrocarburos son

compuestos orgánicos que contienen únicamente carbono e hidrógeno

en sus moléculas. Dentro de estos encontramos los siguientes grupos:

Parafinas. Son moléculas de hidrocarburos de cadena saturada parafínica

o alifáticos, y tienen como fórmula 𝐶𝑛𝐻2𝑛+2. Pueden ser cadenas rectas o

ramificadas de átomos de carbono. Estas moléculas en cadena normal

son más ligeras y se encuentran en los gases y en las ceras parafínicas.

Las parafinas de cadena ramificada suelen encontrarse en fracciones

pesadas del crudo.

Aromáticos. Compuestos de hidrocarburos de anillo insaturado. El

naftaleno y sus derivados son compuestos aromáticos de doble anillo

fusionado. Los aromáticos más complejos, los polinucleares (tres o más

anillos aromáticos fusionados), se encuentran en fracciones pesadas del

crudo.

Naftenos. Son hidrocarburos de anillo saturado, de fórmula 𝐶𝑛𝐻2𝑛, que se

encuentran en todas las fracciones del crudo excepto en las más ligeras.

Predominan los naftenos de un solo anillo con 5 y 6 átomos de carbono,

encontrándose naftenos de dos anillos en los componentes más pesados

de la nafta.

Azufre y sus compuestos. En el petróleo el azufre forma compuestos como

mercaptanos, sulfuros, polisulfuroso tal como el Tiofeno (𝐶4𝐻4𝑆), Sulfuro de

Hidrogeno (𝐻2𝑆), Dibenzotiofeno (DBT), el Dimetildibenzotiofeno (DMDBT)

entre otros. Cada crudo tiene distintos tipos y cantidades de compuestos

de azufre, por lo general se encuentra mayor concentración en las

fracciones pesadas del crudo.

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO

Página 7

Un alto contenido de azufre es perjudicial en la mayoría de los productos

petrolíferos, su reducción en la refinación del crudo es costosa. El azufre

provoca corrosión y un fuerte impacto en la ecología.

Compuestos de oxígeno. Los productos resinosos y asfálticos que se

separan de los residuos y de las fracciones demás alto punto de ebullición,

tienen contenidos de oxígeno hasta del 8% en masa o más en ocasiones.

Estos compuestos de alta masa molar contienen la mayor parte del

oxígeno del crudo, y contienen ácidos carboxílicos y fenoles.

Los ácidos carboxílicos del crudo con menos de ocho átomos de carbono

por molécula son de naturaleza casi enteramente alifática. Los ácidos

monocíclicos comienzan en C6 y predominan en el campo de C9 a C13, y

los ácidos dicíclicos comienzan en C12 y predominan por encima de C14.

El Fenol existe en pequeñas proporciones; de los crisoles, el más abundante

es el isómero orto.

Compuestos de nitrógeno. El nitrógeno se encuentra en las fracciones

ligeras del crudo formando parte de compuestos básicos. En general,

cuanto más asfáltico es el crudo, mayor es su contenido en nitrógeno. Se

ha establecido una correlación entre porcentaje de nitrógeno y residuo de

carbón; a mayor valor de este último, más alto porcentaje de nitrógeno. El

nitrógeno en el crudo representa un efecto perjudicial tal como el

envenenamiento de los catalizadores de craqueo e impide obtener un

mayor número de fracciones del crudo.

Trazas metálicas. En el petróleo crudo se encuentran con frecuencia

cantidades muy pequeñas de metales como cobre, níquel, hierro y

vanadio. La destilación en la refinería concentra los constituyentes

metálicos en los residuos, aunque algunos aparecen en los destilados de

más alta temperatura de ebullición.

La presencia de trazas metálicas afecta la actividad del reactor, producen

un aumento de gas o coque, bajo rendimiento de la gasolina, produce

depósitos de cenizas en los rotores de las turbinas alimentadas con

petróleo.

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO

Página 8

Sales inorgánicas. El petróleo contiene sales inorgánicas, como el cloruro

de sodio, el cloruro de magnesio y el cloruro de calcio, suspendidas en el

crudo o disueltas en el agua retenida (salmuera).

Dióxido de carbono. Puede proceder de la descomposición de

carbonatos o bicarbonatos presentes en las sales inorgánicas del crudo. [24]

1.4 Clasificación del petróleo o crudo

1.4.1 Clasificación por gravedad API

Existen diferentes tipos de petróleo crudo de pendiendo de sus

propiedades físicas y químicas, sin embargo, para clasificar a un petróleo

crudo generalmente se expresa en una escala normalizada por el Instituto

Americano del Petróleo (American Petroleum Institute API) que se

denomina gravedad API y se evalúa mediante la siguiente correlación.

°𝐴𝑃𝐼 =141.5

𝐺𝑟𝑎𝑣𝑒𝑑𝑎𝑑 𝑒𝑠𝑝𝑒𝑐í𝑓𝑖𝑐𝑎− 131.5

Con base a la gravedad a API, el petróleo crudo se clasifica en los

diferentes tipos que se muestran en la tabla 1.3 [7]

Mientras menor se la gravedad API el crudo es más pesado. Los crudos

pesados son de color oscuro negro y se definen como los crudos con

gravedad API <22.

Petróleo Crudo Densidad g/mL Gravedad API

Extra pesado ≥1.0

≤ 10

Pesado 0.92-1.01 10.1-22.3

Mediano 0.87-0.91 22.4-21.1

Ligero 0.83-0.86 31.2-39.0

Extra ligero ≤ 0.83 ≥ 39

Tabla 1.3 Clasificación de los tipos de crudo de acuerdo a la gravedad API [7]

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO

Página 9

Una comparación de la viscosidad y de la gravedad API entre los

diferentes crudos se indica en la figura 1.1 [3] en donde se observa que los

crudos pesados contienen una viscosidad entre 100 a 1000 cP y gravedad

API <20.

Figura 1.1. Intervalos de viscosidad y gravedad API para diferentes

crudos. [3]

1.4.2 Clasificación por composición química

Composición se refiere a la mezcla específica de compuestos químicos

que constituye el petróleo. La composición de ese material está

relacionada a la naturaleza y mezcla de material orgánico que generaron

los hidrocarburos. La composición es también sujeto de la influencia de los

procesos naturales tales como la migración.

El petróleo es un hidrocarburo de origen natural que contiene compuestos

que se componen solo de carbón e hidrógeno, los cuales no contienen

ningún heteroátomo (Nitrógeno, oxígeno y azufre) los hidrocarburos

encontrados en el petróleo son clasificados en los siguientes tipos.

Parafinas: Son hidrocarburos saturados con cadenas lineales o ramificadas,

pero sin ninguna estructura de anillo.

Cicloparafinas (Naftenos): Son hidrocarburos saturados que contienen uno

o más anillos, cada uno de los cuales puede tener uno o más parafinas en

cadenas laterales (Correctamente conocidos como hidrocarburos

alicíclicos).

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO

Página 10

Aromáticos: Son hidrocarburos que contienen uno o más aromáticos

núcleos tales como el benceno, naftalina y sistema de anillos de

fenantreno que pueden estar vinculados con anillos de naftaleno y/o

cadenas laterales de parafina. [3]

1.4.3 Contenido de metales

El petróleo, recuperado desde los depósitos, contiene metales, pero

también contiene metales que son captados desde la recuperación,

transporte y almacenamiento. Incluso cantidades pequeñas de esos

metales pueden ser perjudiciales en los procesos de refinación,

especialmente en procesos donde se usa catálisis. Componentes tales

como constituyentes metálicos, pueden también producir efectos

negativos en la refinación, por ejemplo:

1) Causan Corrosión

2) Afectan la calidad de los productos refinados

Níquel y Vanadio junto con Hierro y Sodio son los mayores constituyentes

metálicos del petróleo crudo. Esos metales pueden ser determinados por la

técnica de espectrofotometría de absorción atómica. [1]

1.4.4 Contenido de sales

El contenido de sales en el petróleo es altamente variable y resulta

principalmente de la práctica de producción en el campo. La mayor parte

de la sal presente será disuelta en agua y puede ser removida en

desaladoras, pero pequeñas cantidades de sal pueden ser disueltas en el

crudo mismo. La sal puede derivarse de los depósitos o usos de agua en los

procesos de recuperación. La sal en los crudos puede ser perjudicial de

varias maneras incluso en pequeñas concentraciones. Durante la

vaporización instantánea del crudo ciertas sales metálicas pueden ser

hidrolizadas a ácido clorhídrico de acuerdo a las siguientes reacciones:

1) 2𝑁𝑎𝐶𝑙 + 𝐻2𝑂 → 2𝐻𝐶𝑙 + 𝑁𝑎2𝑂

2) 𝑀𝑔𝐶𝑙2 + 𝐻2𝑂 → 2𝐻𝐶𝑙 + 𝑀𝑔𝑂 [1]

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO

Página 11

1.4.5 Contenido de azufre

El azufre está presente en el petróleo como sulfuros, tiofenos, benzotiofenos

y dibenzotiofenos. En muchos de los casos el azufre es perjudicial en los

procesos porque el azufre puede actuar como catalizador toxico durante

el procesamiento.

El contenido de azufre en el petróleo es una propiedad importante y varia

ampliamente entre los límites de 0.1% a 3.0%. Los compuestos que

contienen este elemento esta entre los más indeseables constituyentes del

petróleo porque pueden dar lugar a la corrosión y contaminación

atmosférica.

Los compuestos de azufre contribuyen a la corrosión de equipos de

refinación, transporte, almacenamiento así como también causa

corrosividad en los productos refinados. [1]

1.4.6 Definición de los asfáltenos

Los asfáltenos y resinas son las fracciones más pesadas y polares del

petróleo crudo. Tienen estructura poliaromática con cadenas alquilo,

heteroátomos y trazas de algunos metales. Los asfáltenos son la fracción

de mayor polaridad y peso molecular, y contienen el mayor porcentaje de

heteroátomos (O, S, N) y metales (Fe, Ni, V). Actualmente, la distinción

entre asfáltenos y resinas se basa en sus características de solubilidad en n-

alcanos. Los asfáltenos son operacionalmente definidos como la fracción

del petróleo crudo soluble en solventes aromáticos como tolueno o

benceno, pero insoluble en n-alcanos como n-heptano o n-pentano,

mientras que las resinas si son solubles en estos alcanos. [8]

La composición del petróleo crudo y de los residuos pesados depende de

su origen. Un residuo consta de una fase dispersa integrada por los

asfáltenos y una fase continua, integrada principalmente de resinas de

peso molecular menor. En el petróleo crudo los asfáltenos siguen siendo la

fase dispersa, sin embargo, la fase continua se puede denominar máltenos

que se compone de la suma de los saturados, aromáticos y resinas. En un

residuo del petróleo a las resinas también se les llama máltenos.

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO

Página 12

AROMÁTICOS RESINAS ASFÁLTENO

S

MÁLTENO

S

S A R A

NO POLAR AUMENTA EL PESO MOLECULAR, POLARIDAD Y AROMATICIDAD

SATURADOS

En la Fig 1.2 se muestran los distintos componentes de un petróleo crudo o

residuo que distingue las fases mencionadas. Los saturados son no polares,

mientras que los aromáticos, resinas y asfáltenos son polares, más

aromáticos y de peso molecular mayor. [3]

Fig. 1.2 Polaridad de los componentes de un petróleo crudo.[3]

1.4.7 Estructura de los asfáltenos

Estructuralmente se ha comprobado que los asfáltenos son una fracción

de compuestos que existen naturalmente en el crudo como agregados de

núcleos aromáticos condensados, sustituidos por grupos alifáticos y

nafténicos, los cuales poseen heteroátomos (nitrógeno, azufre, oxígeno)

localizados en las estructuras en una variedad de formas, especialmente

las heterocíclicas. También se ha detectado la presencia de metales como

vanadio, níquel y hierro, los cuales se concentran en estructuras de anillos

grandes que se originan en los organismos vivientes denominadas

porfirinas. El 20% del contenido de los metales en los crudos se puede

encontrar en estas estructuras. El resto de estos metales se encuentran en

estructuras no porfirínicas asociadas con el nitrógeno, azufre y oxígeno en

la fracción asfáltica, pero sus arreglos no son definidos.

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO

Página 13

La estructura molecular no está definida ni tampoco su forma, sin

embargo, puede compararse a una hoja o lámina plana como se muestra

en la figura 1.3 [9,10]

Carbón Hidrogeno Oxígeno Azufre Nitrógeno

Fig. 1.3 a) Estructura molecular promedio de los asfáltenos 1.3 b) Asfáltenos en

forma de una hoja plana no homogénea [9] 1.3c) Aglomerado. [10]

La estructura molecular no está definida ni tampoco su forma como se

muestra en la fig. 1.3a, los aromáticos condensados de los asfáltenos

también pueden existir en forma de una hoja plana no homogénea como

se ilustra en la fig. 1.3b. En el petróleo crudo, las láminas de moléculas de

asfáltenos permanecen dispersas, sin embargo, tienen tendencia a

atraerse unas con otras que da resultado la formación de un aglomerado.

La estructura de un aglomerado es similar a las hojas de un libro (un

montón compacto de hojas delgadas) como se muestra en la fig. 1.3c. [9,10]

Los aceites crudos pueden tener diferentes cantidades de asfáltenos, que

influyen en los procedimientos para su refinación. En la tabla 1.4 se resume

la composición de diferentes tipos de cargas del petróleo. [11]

Intervalos de composición, % Peso Residuos de carbón

%Peso Asfáltenos Resinas Aceites

Crudo ligero <0.1-12 3-22 67-97 0.2-10

Crudo pesado 11-45 14-39 24-64 10.0-22.0

Residuo del

petróleo

11-29 29-39 49 18.0-32.0

Tabla 1.4 Composición generalizada de diferentes tipos de alimentación. [11]

a) b) c)

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO

Página 14

1.5 Problemas en la industria petrolera

En el campo petrolero, los asfáltenos son conocidos por obstruir los pozos,

las líneas de flujo, las instalaciones de superficie y las formaciones de

subsuelo. Los análisis de laboratorio y las operaciones de intervención en

campos petroleros ayudan a los productores a evitar la depositación de

asfáltenos.

Las variaciones de las propiedades de los fluidos que tienen lugar

comúnmente durante la producción de petróleo, tales como los cambios

producidos en la presión, la temperatura y la composición, pueden

precipitar los asfáltenos. Pequeñas cantidades de asfáltenos pueden

adherirse a los granos de las formaciones, las bombas, los tubos, las

válvulas de seguridad y las líneas de flujo sin perturbar el flujo, sin embargo,

los depósitos de gran espesor pueden ocasionar problemas e interrumpir el

proceso de producción. [12]

1.6 Corrosión

La corrosión es un proceso a través del cual un material es degradado por

contacto con el medio ambiente, produciendo un deterioro en sus

propiedades físicas y químicas. [13, 14]

Puede ser de naturaleza química o electroquímica, según el medio y las

condiciones donde se lleva a cabo. [15]

Son múltiples los materiales que pueden sufrir problemas de degradación

por corrosión (metales, concreto, etc). Existen algunos conceptos

encontrados en cuanto a lo que se define como corrosión de materiales

no metálicos y corrosión de metales. Algunos autores se refieren a que la

corrosión en materiales no metálicos pudiera estar definida como el

deterioro del material por causas químicas y en el caso de los metales, la

corrosión se define como la interacción de estos con el medio ambiente.

[16]

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO

Página 15

1.7 Corrosión en la industria petrolera

Los costos de corrosión en la industria del petróleo son billones de dólares

en un año. La corrosión afecta todos los aspectos de exploración y

producción.

La industria del petróleo contiene una amplia variedad de ambientes

corrosivos. Algunos de éstos son exclusivos de esta industria. Por lo tanto, es

conveniente agrupar todos estos medios juntos. Los problemas de corrosión

se producen en la industria petrolera en al menos tres áreas generales:

producción, transporte y almacenamiento, y refinería. [17]

En la industria petrolera, la corrosión es una de las principales causas de

fallas en las instalaciones de transporte como producción, en la Tabla 1.5

se muestra los principales tipos de fallas en la industria petrolera y

aproximadamente la mitad de ellas son consecuencia de corrosión por

gases ácidos como 𝐶𝑂2 𝑦 𝐻2𝑆 tabla 1.6. [18]

Distribución del tipo de corrosión

Tipos de Falla y Corrosión %

CO2 28

H2S 18

Soldadura 18

Picaduras 12

Corrosión-Erosión 9

Galvánica 6

Grietas (HIC) 3

Impacto 3

Corrosión por esfuerzos 3

Fallas en la Industria Petrolera

Tipo de Falla % Corrosión 33

Fatiga 18

Daño Mecánico 14

Fractura Frágil 9

Defecto de Fabricación 9

Defectos de Soldadura 7

Otros 10

Tabla1.5 Fallas en la Industria petrolera [18] Tabla 1.6 Tipo de corrosión y falla. [19]

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO

Página 16

1.8 Corrosión y erosión debido a los crudos

El petróleo crudo convencional, contiene impurezas, que son toxicas para

el medio ambiente y corrosivas para las tuberías, tanques de

almacenamiento y bodegas de carga. La diferencia química (Debido a las

impurezas) entre el bitumen diluido y los crudos convencionales en

términos de azufre, metales pesados (Predominantemente Níquel y

Vanadio) y número total de acidez (TAN) sólo sirven para la altura de la

corrosividad de metales.

La naturaleza corrosiva conocida de los crudos está dirigida por la

American Society of Testing Materials (ASTM) dedicada específicamente

en la norma G 205-10 Norma para determinar la Corrosividad de un Crudo. [19]

1.9 Corrosividad de los crudos debido al contenido de azufre

La concentración de azufre promedio en el bitumen diluido es ocho veces

mayor que en crudos convencionales. Como un compuesto de carbono

de origen natural, el bitumen también contiene bacterias que metabolizan

la materia orgánica y sulfato disuelto en un ambiente anódico para crear

H2S y bicarbonato (HCO3) componentes altamente corrosivos. Estos

organismos pueden vivir y reproducirse en una variedad de pH,

temperatura y presión ambiental, incluyendo productos del petróleo.

Los microorganismos pueden participar en el proceso de corrosión por el

consumo de hidrogeno catódico del acero o mediante la producción de

productos finales corrosivos tales como sulfuros. [20]

1.10 Corrosión por emulsiones

Las emulsiones de tipo agua en aceite (W/O) son altamente corrosivas por

la mayor área de contacto del agua con la pared en el tubo. Las

emulsiones aceite en agua (O), presentan significante corrosión cuando

contiene más del 10 % de agua y velocidades de flujos altos.

Una emulsión es una dispersión de un líquido en otro líquido inmiscible. La

fase que está presente en forma de gotitas es la fase dispersa o interna, y

la fase en la que las gotitas están en suspensión se denomina la fase

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO

Página 17

continua o externa. Para emulsiones de yacimientos petrolíferos

producidos, uno de los líquidos es acuoso y la otra es petróleo. [32]

La cantidad de agua que se emulsiona con el petróleo crudo varía mucho

de un centro a otro, puede ser menos de 1% y a veces mayor que 80%. Las

emulsiones se producen en casi todas las fases de producción y

procesamiento de petróleo: en el interior embalses, pozos, y las cabezas de

pozo; en las instalaciones de manipulación y plantas de separación de gas

y petróleo crudo húmedo; durante el transporte a través de tuberías,

almacenamiento de crudo y el procesamiento de petróleo. [26]

1.11 Tipos de emulsiones

Las emulsiones de yacimientos petrolíferos producidos se pueden clasificar

en tres grandes grupos:

Agua en aceite

Aceite en agua

Emulsiones múltiples o complejas

Agua-en-aceite las emulsiones consisten en gotas de agua en una fase

continua de aceite, y las emulsiones de aceite-en-agua consisten en gotas

de aceite en una fase continua en agua. Figs. 1.4 y 1.5 muestran los dos

tipos básicos (agua en aceite y de aceite en agua) de las emulsiones. En la

industria del petróleo, las emulsiones agua en aceite son más comunes

(emulsiones de campos petroleros más producidas son de este tipo); Por lo

tanto, las emulsiones de aceite en agua se refieren a veces como

emulsiones "inverso". [25]

Fig.1.4 Fotomicrografía de una

Emulsión Agua en aceite [25]

Fig.1.5 Fotomicrografía de una

Emulsión aceite en agua [25]

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO

Página 18

1.12 Emulsiones crudo-agua

Alrededor del 80% de los crudos explotados existen en estado emulsionado

en todo el mundo. Las emulsiones se producen cuando el petróleo y agua

de producción se ponen en contacto debido al alto cizallamiento, o

cuando se inyectan mezclas de vapor de agua en el pozo, o en las

instalaciones de superficie.

Una emulsión es una mezcla de dos líquidos inmiscibles, es decir, dos

líquidos que no se mezclan bajo condiciones normales, uno de los cuales

está disperso como gotas en el otro, y su estabilizador es un agente

emulsionante.

Las emulsiones más comunes encontradas en el petróleo son agua en

crudo (W/O). Las cuales están fuertemente estabilizadas por surfactantes

naturales presentes en el mismo que impiden la coalescencia de las gotas

mediante la formación de una película viscoelástica alrededor de la gota

de agua.

1.12.1 Formación de una emulsión crudo-agua

En los procesos secundarios de recuperación de petróleo, el crudo está en

contacto con agua de formación o agua inyectada para producir el

drenaje del crudo por agua. El agua se usa como un pistón para empujar

el crudo del pozo durante el proceso de producción y luego trasladarlo a

la refinería.

En el yacimiento la velocidad de los fluidos es muy lenta (1 pie/día) para

producir la emulsión, y como consecuencia no se forma la emulsión

durante el flujo bifásico en el medio poroso sino después, en los equipos

donde se procesa el petróleo.

Allí se produce el cizallamiento que genera la emulsión, al bombear a

través de válvulas, tuberías, codos, etc. [23]

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO

Página 19

1.13 Los agentes de superficie activa

Los agentes de superficie activa (surfactantes) son compuestos que son

parcialmente solubles en agua y aceite. Tienen una parte hidrófoba que

tiene una afinidad para el aceite y una parte hidrófila que tiene una

afinidad para el agua. Debido a esta estructura molecular, tensoactivos

tienden a concentrarse en la interfase aceite / agua, donde forman

películas interfaciales. Esto conduce generalmente a una disminución de la

tensión interfacial (IFT) y promueve la dispersión y emulsificación de las

gotitas de origen natural emulsionantes en el aceite crudo incluyen

mayores fracciones de punto de ebullición, tales como:

Los asfáltenos y resinas

Ácidos orgánicos

Bases

Estos compuestos han demostrado ser los principales constituyentes de las

películas interfaciales que se forman alrededor de las gotitas de agua en

muchas emulsiones de campos petroleros. Los efectos estabilizadores de

los asfáltenos se discuten en la estabilidad de emulsiones de aceite . Otros

tensioactivos que pueden estar presentes son de los productos químicos

inyectados en la formación o pozos, por ejemplo:

Los fluidos de perforación

productos químicos de estimulación

Inhibidores de corrosión

Inhibidores de incrustaciones

Cera

Agentes de control de asfáltenos [27]

1.13.1 Surfactantes como inhibidores de corrosión

La adsorción de moléculas en la superficie de los metales es responsable

de la inhibición de la corrosión del metal debido a la formación de

concentración de micelas. Los surfactantes se clasifican como aniónicos

(el anión es la especie de activa-superficie), no iónicos (no tiene superficie

cargada), catiónico (el catión es la especie activa). [31]

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO

Página 20

1.14 Propiedades eléctricas y dieléctricas de los asfáltenos

Los Asfáltenos siguen siendo los materiales más estudiados y menos

entendidos en la industria petrolera. Desde el punto de vista práctico, el

conocimiento de las características eléctricas y dieléctricas de los

asfáltenos sólidos precipitados es importante para resolver problemas de

deposición. Sin embargo desde el estudio pionero de Licha y Herrera, el

término “Conductividad eléctrica de los asfáltenos” fue empleado para

caracterizar el movimiento de los coloides de asfáltenos cargados dentro

del petróleo y solventes. Todos los datos disponibles de la constante

dieléctrica 𝜀 (permitividad estática) han sido obtenidos en soluciones

asfaltenicas de concentraciones variadas. [19]

Estudios previos de asfáltenos han sido realizados tanto en corriente directa

(DC) y en varias frecuencias de corriente alterna (AC). Depende del rango

de frecuencias, el comportamiento eléctrico de los asfaltenos puede

resultar dipolar (Dieléctrica), una respuesta conductiva o ambos. [19]

1.15 Conductividad eléctrica de los asfáltenos

Los asfáltenos han sido estudiados ampliamente en los últimos 50-60 años.

Las técnicas más simples y más utilizadas es la medición de la solubilidad

de los asfáltenos en varios líquidos orgánicos, solventes aromáticos y

floculantes como pentano. Hay una serie de técnicas diferentes utilizadas

para determinar el inicio de la floculación de asfáltenos. Entre ellas se

encuentran; gravimetría, diferentes técnicas ópticas, tensión interfacial y

conductividad eléctrica.

La fracción polar del petróleo se sabe que contiene heteroatomos,

nitrógeno, azufre y oxígeno además de metales como vanadio, níquel y

hierro. Un número de diferentes estructuras han sido determinadas para las

moléculas de asfáltenos, sin embargo, la fracción polar del petróleo no es

suficiente para que la constante dieléctrico este arriba de 2-4, el petróleo

consecuentemente, debe considerarse como un solvente de baja

permitividad. [21]

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO

Página 21

Los asfáltenos se distinguen generalmente por tener anillos aromáticos

fusionados que llevan cadenas alifáticas y anillos que contienen algún

grupo funcional polar tal como sulfuro, aldehído, carbonilo, carboxílico,

amina, amida y algunos metales como el níquel, vanadio y hierro, que

confieren características de polaridad y anfifilicos a estas macromoléculas.

Penzes and J. Speight et al 1974 realizaron estudios de conductividad en

fracciones de bitumen de Athabasca en benceno, piridina y nitrobenceno.

Los asfáltenos fueron disueltos al revolver por cuatro horas, la temperatura

fue variando en el rango de 20-50 °C a una velocidad de calentamiento

de 0.3 °C/min. Los resultados muestran que la conductividad incrementa

como una función de ambas, temperatura y concentración.

También muestra que la conductividad incrementa cuando la constante

dieléctrica del solvente aumenta. Es un hecho que este incremento puede

ser relacionado con la disminución del peso molecular. [21]

Un estudio sobre la naturaleza eléctrica de la deposición de asfaltenos fue

hecho por Lichaa y L. Herrere en 1975. La fracción de asfaltenos empleada

se tomó tanto de petróleo crudo y de los depósitos sólidos de la tubería.

Dos tipos de experimentos eléctricos fueron desarrollados, el primer

experimento midió el grado de electrodeposición, sometiendo una

solución de asfáltenos a un campo eléctrico de alta DC. [21]

1.16 Electrodeposición de asfáltenos

Se han realizado diferentes trabajos de electrodeposición de asfáltenos

donde se ha estudiado el depósito de partículas de asfáltenos cargadas

eléctricamente en dirección de la superficie del electrodo anódico o

catódico un medio de solventes o acuoso en una celda electroquímica o

electroforética. Otros estudios encontraron que la electrodeposición de

asfáltenos se presenta de forma natural por un fenómeno eléctrico en

tuberías de transportes y de extracción en pozos petroleros.

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO

Página 22

1.17 Electrodeposición de asfáltenos en un medio por solvente

Khvostichenko e.t al 2009[22] estudio la electrodeposición de asfáltenos en

mezclas de crudo-heptano, observando el comportamiento de moléculas

asfaltenicas en mezclas de crudo con algunos solventes orgánicos

(heptano) aplicando una diferencia de potencial a las mezclas de crudo y

solvente.

Encontrando que es posible remover asfáltenos por medio de esta técnica

de electrodeposición. Donde los asfáltenos al ser diluidos en solvente

orgánicos presentan carga y comportamiento coloidal que permite que

sean removidos a través de la aplicación de una diferencia de potencial

alta.

Ihtsham e.t al 2013[28] demostró que los asfáltenos muestran una rápida

respuesta en el ánodo cuando se aplica una diferencia de potencial,

mientras que poca deposición ocurre en el cátodo. Basado en sus

resultados explica que el crudo cuando es diluido en heptano los

asfáltenos adquieren una carga negativa neta por lo cual son atraídos

fácilmente en el ánodo, la Fig. 1.6 ejemplifica el experimento. [28]

Fig. 1.6 Experimento estático para la caracterización de

cargas y propiedades de los asfáltenos. [28]

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO

Página 23

Lamia Goual et. al, Los estudios de electrodeposición de betún solido libre

en solventes orgánicos revela que los portadores de carga son

componentes orgánicos (Asfáltenos) y son cargados positivamente en

disolventes como tolueno. La figura 1.6 ilustra la contribución de esos

portadores de carga a la DC y conductividad.

1.18 Electrodeposición por medio acuoso

La aplicación de un potencial eléctrico puede inducir la polarización

interfacial crudo-agua, controlando la electrodeposición, de portadores

de cargas en la interface aceite-agua llevando a modificar

estructuralmente la capa interfacial agua y crudo.

La interface contiene componentes del crudo principalmente polares

como asfáltenos, resinas, materia orgánica y residuos de solidos minerales.

Por lo que, la electrodeposición de asfáltenos puede ser controlada por un

potencial eléctrico de CD. Goual et al 2006

Goual et al 2006 demostró que la carga de asfáltenos en medio acuoso es

positiva donde la emulsión fue preparada con 1 % en peso de agua pura y

10 % en peso de crudo botuminoso en tolueno.

Kokal et al. 1995 estudio la movilidad electroforética del asfálteno disperso

en solución salina 0.406 M NaCl y 0.135 M CaCl2, donde el asfálteno

presento una carga negativa con un pH en el electrolito.

+

+

+

+

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

+

+

+

+

+

Ánodo Cátodo

Reacción en

electrodo

Reacción en

electrodo

+ -

+

-

+

-

+

-

+

-

Neutro

Fig. 1.7 Esquema de la contribución de los portadores de carga en la conductividad

de muestra de crudo. [29]

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO

Página 24

Shi et al 2016 observo que las moléculas de asfáltenos se adiciona en la

interface de la emulsión aceite en agua O/W de tolueno en solución salina

de NaCl y CaCl2 debido a la interacción electrostática entre los grupos

catiónicos y aniónicos en las moléculas de asfálteno, el asfálteno presento

una carga negativa donde atrae los iones positivos del 𝑁𝑎+y 𝐶𝑎2+ hacia la

interface O/W Fig. 1.8. [36]

1.19 Efecto del campo eléctrico en emulsiones agua en aceite

La electrocoalescencia de gotas de agua en aceite, se presenta bajo la

influencia de la aplicación de un campo eléctrico en el cual puede

presentarse mecanismos como formación de cadenas de gotas,

coalescencia dipolo-dipolo, electroforesis, dielectroforesis. La

electrocoalescencia se aplicado en la industria petrolera en la

deshidratación, desalación y desmulsificación de crudos en emulsión.

El campo eléctrico de corriente directa (CD) ha sido usado en tratamiento

de emulsiones de refinería con bajo contenido de agua con el fin de

reducir la corrosión electrolítica.

En los coalescedores de uso industrial o laboratorio, La generación del

campo eléctrico de CD utiliza una celda dos electrodos donde uno está

conectado a una carga positiva y el otro está conectado a grounded

(aterrizado). La Fig. 1.9 muestra el esquema de los coalescedores. [35]

Fig. 1.8 Interacción de las gotas de emulsión O/W con moléculas de asfáltenos en la

interface O/W. [36]

[29]

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO

Página 25

1.20 Electrodeposición de vanadio y níquel de los asfáltenos

Los metales pesados contenidos en porfirinas y crudos del petróleo

(Asfáltenos), con altos contenidos de V y Ni pueden ser atractivos para

producir óxidos metálicos, esos metales son indeseables debido a la

corrosión y contaminación en los procesos catalíticos.

Costa et al 1998 menciona que la electrodeposición de asfáltenos se

presenta en la producción y procesamiento de crudos del petróleo en

pared metálica o rocas de yacimiento donde se encuentra depósitos de

metales níquel (Ni) y vanadio (V) debido a altos contenidos en el crudo

pesado. El efecto de campo eléctrico juega un rol importante en los

problemas de depósitos de asfáltenos, así controlando la

electrodeposición de partículas de asfáltenos pueden llevar al desarrollo

de técnicas preventivas. [37]

Nguyen et al 2008 encontró como remover o transferir Ni y V de una fase

de hidrocarburo a una fase de agua en una emulsión O/W con una

composición de extractantes en un coalescedor electrostático

(deshidratador y desalador de crudos).

La composición extractante es una combinación de solvente de

hidrocarburos, anticorrosivos (surfactantes), demulsificador, agente

humidificante, metales quelatos y combinación de estos componentes. A

la emulsión se le aplica un campo eléctrico formando un dipolo inducido

en cada gota de agua sin la emulsión que causa la atracción y

coalescencia de las gotas de agua.

Fig. 1.9 Coalescedores de uso industrial conectados

a un polo positivo y grounded. [35]

CAPITULO I. GENERALIDADES DEL PETROLEO

Página 26

La interface O/W es el medio donde se combina la composición

extractantes para transferir las sales y metales en el crudo hacia el agua. [38]

Afanasjeva et al 2014 demostró que la electrodeposición de nickel y

vanadio contenidos en los asfáltenos es baja en una celda electroquímica,

utilizando un electrodo de trabajo de grafito, contraelectrodo de plata

(Ag) y un electrodo de referencia Ag/AgNO evaluadas en soluciones

polielectroliticas.

La electrodeposición de metales en crudos pesados está afectada por los

factores electroquímicos tal como el tiempo de reacción y el rendimiento

del proceso. La baja cantidad de deposición de metales vanadio y níquel

en petróleo por técnicas electroquímicas es probablemente debido a la

presencia de otros metales que interfieren en el proceso, ya que existen

diferentes formas de estructuras orgánicas y compuestos no orgánicos

como Cl y sales de S y estos son compuestos conocidos del petróleo. [30]

CAPITULO II. METODOLOGIA EXPERIMENTAL

Página 27

CAPITULO II DESARROLLO EXPERIMENTAL.

2.1 Diagrama general de la experimentación

En la Fig. 2.1 se muestra la metodología general usada en la

experimentación.

Muestras: Crudo Ku-Maloob-Zaap, agua

de mar y surfactante no iónico EME1

r

Preparación de la emulsión,

crudo-agua de mar (50-50%, V/V)

Medición de pH y conductividad

de la emulsión (S/m)

Montaje de celda de electrodeposición

Prueba de electrodeposición

aplicación de potencial (+∆V) y (∆-V)

Caracterización

de productos por IR

Pruebas de corrosión

norma ASTM D 130

Fig.2.1 Diagrama general experimental

CAPITULO II. METODOLOGIA EXPERIMENTAL

Página 28

2.2 Crudo Ku-Maloob-Zaap

Los yacimientos Ku y Zaap producen aceite de 16 a 17 °API con

viscosidades que varían de 800 a 1000 cp; por las características del

aceite, estos yacimientos se clasifican como de aceite negro.

La presión inicial de los yacimientos Ku, Maloob y Zaap es de 281 𝐾𝑔

𝑐𝑚2 a 2520

mvbnm (Metros verticales bajo nivel del mar), mientras que la presión de

saturación para Ku es 105 𝐾𝑔

𝑐𝑚2, para Maloob y Zaap de 216 𝐾𝑔

𝑐𝑚2. Los

yacimientos Ku, Maloob se encuentran actualmente en etapa de bajo

saturación, mientras que Zaap ya se encuentra por debajo de su presión

de saturación. [34]

2.3 Emulsión crudo-agua de mar

Se prepararon emulsiones con una relación de volumen crudo-agua de

mar (50-50%, V/V) estas fueron preparadas bajo las mismas condiciones, a

una temperatura de 30ºC, agitadas 20 min. a 500 rpm y se adicionó una

gota de emulsificante no iónico anfifílico EME1 para estabilizar la emulsión.

El volumen total de la emulsión fue de 20 mL.

2.3.1 Procedimiento de preparación de la emulsión crudo-agua

de mar (50/50% V/V)

Materiales.

2 Vasos de precipitados 50 mL

1 Agitador marca Yanke & Kunkel RW 20 DZM

1 Parrilla eléctrica

1) La emulsión crudo-agua de mar (50-50% V/V) se preparó a un

volumen de 20 mL. Se agregó en un vaso de precipitados 10 mL de

agua de mar.

2) En otro vaso se agregaron 10 mL de crudo.

3) Se vertió el agua de mar en el vaso que contenía el crudo.

4) Se agregó una gota (0.1M) de emulsificante no iónico anfifílico

EME1.

5) Se colocó el vaso de precipitados con el agua de mar, crudo y

emulsificante en una parrilla eléctrica a 30ºC.

CAPITULO II. METODOLOGIA EXPERIMENTAL

Página 29

6) Con un agitador a 500 RPM se mezcló durante 20 min. para

estabilizar la emulsión y obtener una sola fase.

Este mismo procedimiento se repitió para la preparación de las

posteriores emulsiones, la Fig. 2.1 muestra el esquema de preparación.

2.4 Medición de conductividad de la emulsión

Material

1 Multímetro marca Steren

Se ha demostrado que los crudos presentan conductividad eléctrica en

presencia de algunos solventes orgánicos y en forma de emulsiones, en

este experimento se procedió a medir la conductividad de las diferentes

muestras preparadas.

2.4.1 Procedimiento de medición

1) El multímetro colocado en forma de Óhmetro, sumergiendo las

puntas dentro de la emulsión se procedió a tomar la lectura de

resistencia.

Este mismo procedimiento se siguió, para las posteriores emulsiones, con el

fin de recabar los datos arrojados por el multímetro, en las diferentes

muestras. La conductividad es medida con el inverso de la resistencia C = 1/Ω en 100mV del multímetro.

Fig. 2.2 Preparación de emulsión

crudo-agua de mar.

CAPITULO II. METODOLOGIA EXPERIMENTAL

Página 30

2.4.2 Medición del pH

Se utilizó un conductimetro para medir el pH de las emulsiones crudo-agua

de mar (50-50% V/V) utilizadas en la experimentación, la medición se

realizó sumergiendo directamente el electrodo del conductimetro en la

emulsión crudo-agua de mar y tomando el valor arrojado por el equipo.

2.5 Electrodos

Los electrodos fueron de acero inoxidable, las medidas de los electrodos

fueron 5cm de altura x 3cm de ancho, la longitud del electrodo sumergida

en la emulsión estuvo en el intervalo de 2.5 cm dependiendo del volumen

obtenido en la emulsión, aproximadamente 20 mL de acuerdo a cada

experimento. Cada par de electrodos fueron pesados antes y después de

la prueba, para cuantificar por diferencia de pesos la masa depositada.

2.6 Montaje de la celda de electrodeposición

Materiales y equipo

1 Par de electrodos de acero inoxidable 5x3 cm

1 Par de cables tipo caimán (rojo y negro)

1 Fuente de 25 volts Agilent E3631A Triple Output DC

1 Multímetro marca Steren para medir temperatura

1 Vaso de precipitados 50 mL

La fig. 2.3 muestra la celda de electrodeposición usada en la

experimentación.

Fig. 2.3 Celda de electrodeposición

CAPITULO II. METODOLOGIA EXPERIMENTAL

Página 31

El modelo usado para la celda de electrodeposición correspondió a un

modelo básico, tradicional para este tipo de experimentos, el cual

presento un recipiente que contiene el electrolito emulsión crudo-agua de

mar (50-50% V/V) y una fuente que suministra la diferencia de potencial.

En este experimento se utilizó un vaso de precipitados de 50 mL, así como

un par de electrodos de acero inoxidable, donde uno fue el cátodo (-) el

otro grounded (conectado a tierra) aplicando el potencial de voltaje (-∆V)

y en otro experimento un electrodo fue el ánodo (+) y el contra electrodo

fue grounded (conectado a tierra) aplicando una diferencia de potencial

de voltaje (+∆V). Los electrodos fueron separados a 1 cm de distancia

utilizando un corcho, la separación se mantuvo constante en todas las

experimentaciones, los electrodos fueron colocados dentro del vaso de

precipitado junto con la emulsión crudo-agua de mar (50-50% V/V).

Los cables tipo caimán uno rojo y uno negro para identificar el polo

positivo, negativo o grounded (conectado a tierra), fueron conectados a

la fuente directamente, las otras puntas se conectaron a los electrodos

que fueron sumergidos en la emulsión. El sistema fue conectado a una

fuente de corriente directa de 25V.

2.6.2 Metodología de la experimentación

Para mantener el efecto electroforético en régimen permanente, las

pruebas de electrodeposición fueron controladas con una diferencia de

potencial de voltaje inicialmente ∆V= +5V y estabilizadas en ΔV=+2.5V,

donde un electrodo positivo (+2.5V) y el contra electrodo fue aterrizado

V=0, (grounded).

Con la ayuda de un termopar se monitoreo y se controló el incremento de

la temperatura reduciendo el potencial de voltaje ∆V, debido a que

podría alterar el medio de la electrodeposición y promover una reacción

electrolítica en el medio. Se midió la temperatura en intervalos de 5

minutos y de acuerdo al aumento de la temperatura se disminuyó el

voltaje hasta 2.5V.

El aumento de temperatura altera el electrolito emulsión crudo-agua de

mar (50-50% V/V) por lo tanto altera el régimen permanente generando

reacciones no favorables para la deposición.

CAPITULO II. METODOLOGIA EXPERIMENTAL

Página 32

Cátodo Ánodo

2.6.3 Pruebas de repetibilidad

Se realizaron tres pruebas de repetibilidad para cada aplicación de

diferencia de potencial de voltaje tres para ΔV=+2.5 y en otra celda tres

para ΔV= -2.5, manteniendo las condiciones de temperatura, área de

contacto de electrodos, relación de emulsión crudo-agua de mar y

concentración de emulsificante. El tiempo total de una prueba fue de 60

minutos. Las figs. 2.4 y 2.5 muestran el esquema de la celda.

2.6.4 Pesaje de depósito en los electrodos

Los electrodos después de la prueba de electrodeposición fueron retirados

del vaso de precipitados y se dejaron secar a temperatura ambiente, se

cuantifico la masa electrodepositada en el ánodo, cátodo y grounded

(conectado a tierra) se colocó cada electrodo por separado en una

balanza analítica y se tomó el dato que arrojo la balanza, por diferencia

de pesos se calculó la masa depositada en ánodo y cátodo.

𝑊𝐷𝑒𝑝𝑜𝑠𝑖𝑡𝑜 = 𝑤𝑒𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑜𝑑𝑜 𝑐𝑜𝑛 𝑑𝑒𝑝𝑜𝑠𝑖𝑡𝑜 − 𝑤𝑒𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑜𝑑𝑜 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙

La masa depositada de cada electrodo fue removida con una espátula y

colocada en recipientes tapados, los electrodos fueron lavados con

gasolina y tolueno.

Grounded

V

Asfáltenos

Asfáltenos

Emulsión

V

Fig. 2.4 Modelo de la celda

de electrodeposición conectada en

ánodo y grounded.

Asfáltenos

Asfáltenos

Emulsión

Fig. 2.5 Modelo de la celda

de electrodeposición conectada

en cátodo y grounded.

CAPITULO II. METODOLOGIA EXPERIMENTAL

Página 33

2.6.5 Caracterización de los productos por IR (Espectroscopia Infrarroja)

Se utilizó un espectrofotómetro FT-IR marca Perkin Elmer, Mod. Frontier.

Diferentes muestras de la experimentación fueron analizadas a

continuación se enlistan las muestras:

Muestra de crudo Ku-Maloob-Zaap

Emulsión V/V:50/50 crudo-agua de mar

Emulsión V/V:50/50 crudo-agua de mar con emulsificante anfifílico

EME1

Masa depositada en cátodo

Masa depositada en ánodo

Emulsificante no Iónico

Electrolito resultante de electrodeposición donde se aplicó una

diferencia de potencial (+)

De las diferentes pruebas se tomó una muestra, esta fue colocada en el

espectrofotómetro Infrarrojo y se realizó un background, posteriormente el

equipo mostro el espectro característico de cada muestra para cada

experimento. Los datos mostrados por el espectrofotómetro fueron

guardados y posteriormente graficados con el uso de un software

graficador.

CAPITULO II. METODOLOGIA EXPERIMENTAL

Página 34

2.7 Pruebas de corrosión

2.7.1 Método ASTM D 130 para productos del petróleo en placa

de cobre

De acuerdo al método ASTM D-130 para determinar la corrosión de

productos del petróleo en una placa de cobre. Se ha utilizado para

destilados y aceites del petróleo en este estudio es utilizado para una

emulsión crudo-agua de mar.

El resumen del método ASTM 130 es, sumergir una placa de cobre pulido

en un volumen especifico de la muestra analizar bajo condiciones de

temperatura y tiempo para la clase de material analizar.

Al final del periodo de calentamiento, la placa de cobre es removida con

degradación de colores del cobre provocada por el efecto corrosivo del

medio. Luego los colores obtenidos en la placa de cobre son comparados

con los colores estándar del método ASTM D-130 de degradación por

corrosión.

Procedimiento, cada muestra fue colocada dentro de una autoclave y

sobre la superficie de la probeta se colocó una gota de emulsión o

electrolito resultante respectivamente y se cerró la autoclave. Con el uso

de una parrilla eléctrica se elevó la temperatura de la autoclave hasta

85°C con un tiempo total para cada prueba de 24h.

Al final del tiempo de prueba la autoclave fue abierta para extraer la

probeta, los resultados fueron analizados y comparados con el código de

bandas de colores estandarizado por la norma ASTM D-130.En la fig. 2.5 se

muestra el modelo de la autoclave usado en la prueba de corrosión.

CAPITULO II. METODOLOGIA EXPERIMENTAL

Página 35

2.7.2 Pruebas complementarias del método ASTM D 130

Para complementar el método cualitativo ASTM D 130, se realizó la

cuantificación de la diferencia por pérdida de peso antes y después de la

prueba de colores de degradación del cobre. También se utilizó una placa

de acero 1018 con el mismo procedimiento del método ASTM 130 pero

usando la comparación en diferencia de pesos.

2.7.3 Pérdida de peso por corrosión

Para confirmar el método cualitativo ASTM D 130, se realizó la

cuantificación de pesos de las placas de cobre y acero 1018 antes y

después de la prueba de corrosión ASTM 130. Donde la corrosión de las

emulsiones resultantes de la prueba de electrodeposición fue evaluada en

las placas de cobre y acero 1018 por diferencia de pérdida de peso.

2.7.4 Preparación de las probetas

Muestras de acero 1018 fueron cortadas a 1cmx1cm, cada muestra de

acero 1018 fue desbastada con lijas del número 400, 600, 800, 1000 y 1200

en ese orden, esto fue para remover óxidos y residuos que el material

pudiese tener, así como para asegurar una superficie homogénea en toda

la muestra, evitando los cambios de área y superficie que pudiesen alterar

los resultados.

Fig.2.7 Autoclave utilizada en la prueba.

CAPITULO II. METODOLOGIA EXPERIMENTAL

Página 36

Las muestras fueron pulidas con alúmina 0.5 micras para quitar posibles

rayaduras, manchas de agua o algún otro residuo que estas pudiesen

presentar.

Las probetas de Cu solo fueron lijadas con lijas número 1000 y 1200 y

pulidas, el tamaño de las probetas fue de 1.5cm x 1cm, también fueron

pesadas antes de la experimentación, las condiciones de prueba fueron

las mismas que con las muestras de acero, la diferencia solo fue el material

utilizado.

Las probetas lijadas y pulidas se sometieron a limpieza ultrasónica en agua

destilada y fueron llevadas hasta peso constante, esto con el fin de

cuantificar si existe pérdida de masa al momento de hacer la prueba de

corrosión.

Para las pruebas se utilizaron 3 diferentes tipos de muestras, antes y

después de la electrodeposición, las cuales se mencionan en el siguiente

orden:

Antes de la electrodeposición:

Emulsión crudo-agua de mar (50-50% V/V) crudo-agua de mar

Después de la electrodeposición:

Residuo electrolito (emulsión) tratada con diferencia de potencial

+∆V.

Residuo electrolito (emulsión) tratada con diferencia de potencial

-∆V.

CAPITULO III. RESULTADOS EXPERIMENTALES

Página 37

CAPITULO III. RESULTADOS Y DISCUSION

Los resultados experimentales arrojados por las diferentes pruebas serán

analizados en este capítulo. Estos resultados se presentaran en el siguiente

orden.

Pruebas de electrodeposición

Análisis de espectros de IR

Pruebas de corrosión sobre placa de cobre y acero 1018.

3.1 Resultados de las pruebas de electrodeposición de asfáltenos

El pH de las emulsiones crudo-agua de mar (50-50% V/V) fue 7.33 y la

conductividad mostrada 6.75E-05 S/m (siemens/metro). La polaridad de los

asfáltenos hace posible la movilidad electroforética de esta molécula en un

campo eléctrico en un medio acuoso. El asfálteno puede contener carga

positiva o negativa dependiendo de los componentes más pesados

contenidos en su estructura molecular como Fe, Ni, V y S, estos componentes

hacen posible la atracción del asfálteno al electrodo cuando es aplicada

una diferencia de potencial de voltaje (ΔV) sobre la emulsión.

Los resultados de las experimentaciones de electrodeposición con diferencia

de potencial de voltaje positiva +ΔV y negativa - ΔV respectivamente son

analizados en una media celda electroforética.

La estabilización de las pruebas es controlada manualmente, controlando el

diferencial de potencial de voltaje +ΔV aplicado a una prueba entre +5 a

+2.5V y en otra prueba de potencial de voltaje -ΔV es -5 a -2.5 V con el fin de

evitar la reacción espontánea.

En todas las pruebas en los electrodos polarizados se formó una capa de

crudo y aglomerados, la capa sobre la superficie de los electrodos tenía una

apariencia oscura y en algunas otras una apariencia café. La distribución de

esta capa es homogénea en algunos electrodos, en otros se muestra una

saturación de depósito aglomerado sobre los electrodos.

El depósito se presenta como una capa de crudo sobre la superficie

metálica, la formación de pequeños aglomerados aparece en la parte

expuesta del electrodo a la emulsión, ambas caras del electrodo mostraron

un depósito de crudo.

CAPITULO III. RESULTADOS EXPERIMENTALES

Página 38

3.1.2 Deposito en el ánodo con diferencial de potencial positivo +ΔV

Las figuras 3.1, 3.2 y 3.3 muestran la repetibilidad de tres pruebas de

electrodeposición de asfáltenos con un potencial +ΔV estabilizado en +2.5 V.

La masa se depositó en forma de aglomerados por la electrodeposición, los

asfáltenos con polarización negativa son atraídas hacia el ánodo como es

mostrado. Los componentes del asfálteno como S y N interactúan con el O2

y hacen posible una polarización negativa de los asfáltenos como en la

formación de (SO4)-2 y (NO3)-1. La aglomeración se presenta en forma de

pequeños fragmentos de masa depositada separados sobre la superficie del

electrodo.

La deposición en el ánodo se debe a la polarización negativa en la interface

crudo-agua de mar de los componentes contenidos en el crudo. El petróleo

siendo un material orgánico que contiene diferentes elementos negativos en

su estructura molecular y en la interacción crudo-agua, presenta la

polarización negativa de los asfáltenos y deposición de estos componentes,

esto se comprueba al existir un depósito representativo en el ánodo. Los

asfáltenos tienen atracción hacia el ánodo y son separados de la emulsión al

aplicarles una diferencia de potencial positiva.

La carga negativa de los asfáltenos fue encontrada por Shi et al 2016 donde

muestra la polarización negativa cuando es mezclado crudo con agua. [36]

Fig. 3.3 Electrodo

con masa electrodepositada

en e)ánodo y f) grounded.

Fig. 3.1 Electrodo con masa

electrodepositada

en a)ánodo y b) grounded.

Fig. 3.2 Electrodo con masa

electrodepositada

en c) ánodo y d) grounded.

a) b) c) d) e) f)

CAPITULO III. RESULTADOS EXPERIMENTALES

Página 39

3.1.3 Deposito en el cátodo con diferencia de potencial negativo -ΔV

Las figuras 3.4, 3.5 y 3.6 muestran la repetibilidad de tres pruebas de

electrodeposición de asfáltenos con un potencial -ΔV estabilizado en -2.5 V.

Las moléculas y componentes del medio polarizadas positivamente como

asfáltenos se adhieren al cátodo como se puede observar en la fig. 3.4. Es

posible observar como el depósito se distribuye en una película sobre la

superficie del electrodo, esta película presenta un color negro y ligeramente

café, existe un punto de saturación donde se observa que la masa

depositada llenó totalmente la superficie expuesta del cátodo, es decir se

mantiene en una cantidad constante sobre el cátodo, la fig. 3.5 y 3.6

muestran un depósito parecido entre sí mismas, el depósito está distribuido

sobre el cátodo homogéneamente, este fenómeno es reproducible como es

mostrado en las figuras.

En un sistema orgánico como el petróleo la presencia de componentes

positivos como metales hacen posible la polarización positiva de moléculas

orgánicas que contienen estos metales como los asfáltenos, esto es visible en

los cátodos por la existencia de depósitos en los electrodos.

Las Figs. 3.4b), 3.5d) y 3.6f) muestran deposito en el contra electrodo

grounded lo cual se atribuye a las fuerzas de repulsión de la polarización

negativa inicial que presentan los asfáltenos el mezclar crudo agua.

Fig. 3.4 Electrodo con masa

electrodepositada en

a)cátodo y b)grounded.

Fig. 3.5 Electrodo con masa

electrodepositada en

c)cátodo y d)grounded.

Fig. 3.6 Electrodo con masa

electrodepositada en

e)cátodo y f)grounded

a) b) c) d) e) f)

CAPITULO III. RESULTADOS EXPERIMENTALES

Página 40

Elementos metálicos dentro de la estructura molecular del asfálteno, como

pueden ser Fe, V, Ni provocan una polarización positiva que al aplicarse una

diferencia de potencial negativa a la emulsión repercute en la atracción y

separación de los asfáltenos cargados positivamente.

La atracción y separación de componentes polarizados positivamente del

petróleo es posible al aplicarles una diferencia de potencial negativa, ya

que existe depósito de material en el cátodo y esto comprueba una

deposición de componentes positivos hacia al cátodo. El movimiento de los

asfáltenos a través del medio hacia el cátodo depende de la cantidad de

elementos positivos en su estructura molecular.

En estas experimentaciones el ánodo tiene la mayor deposición y las

moléculas negativas con fuerzas de repulsión son de menor deposición en el

contra electrodo grounded.

3.1.4 Peso de materia electrodepositada

Las tablas 3.1y 3.2 muestran los pesos de la materia electrodepositada entre

el área del ánodo y cátodo obtenidos en la experimentación con las

diferencia de potencial positiva +ΔV y negativa -ΔV.

La masa depositada fue cuantificada por diferencia de pesos para cada

electrodo, la diferencia de pesos puede atribuirse al cambio del voltaje

aplicado en cada prueba. Ell peso de la masa depositada obtenido fue

para una emulsión crudo-agua de mar (50-50% V/V) de 20ml.

Los pesos obtenidos muestran que predomina el depósito que ocurrió en el

ánodo con diferencia de potencial +∆V, esto es debido a que los asfáltenos

presenta una carga negativa. La carga negativa de los asfáltenos en una

emulsión crudo-agua de mar fue encontrada por Shi et al 2016 [36]

Prueba

-ΔV

w deposito (g)

W/A

(𝒈

𝒄𝒎𝟐)

a) Cátodo 0.112 0.01866

c) Cátodo 0.21 0.0350

e) Cátodo 0.24 0.040

Prueba

+ΔV

w deposito (g)

W/A (𝒈

𝒄𝒎𝟐)

a) Ánodo 0.843 0.1405

c) Ánodo 0.781 0.1301

e) Ánodo 0.362 0.0603

Tabla 3.1 Pesos de depósitos

en el ánodo con potencial +∆V

Tabla 3.2 Pesos de depósitos

en el cátodo con potencial -ΔV

CAPITULO III. RESULTADOS EXPERIMENTALES

Página 41

2954

2924 1456

1376 745

3400

2954

2924

745

3.2 Espectros de Infrarrojo

Las siguientes figuras muestran los espectros de infrarrojo obtenidos de la

masa depositada en ánodo, cátodo respectivamente, también se muestra

el espectro de la emulsión y del petróleo utilizado durante la prueba. La

figura 3.7 muestra el espectro infrarrojo del petróleo Ku-Maloob-Zaap, el

cual muestra los compuestos pesados del petróleo en los primeros picos

característicos 2954, desde los asfáltenos hasta las resinas 745 y

compuestos ligeros. La fig. 3.8 representa la formación del espectro de la

emulsión de crudo-agua de mar, se nota el cambio del espectro por la

presencia de agua 3400 y crudo en el sistema. La tabla 3.3 muestra los

componentes respecto al número de onda.

El espectro infrarrojo cambia considerablemente al añadir diferentes

elementos al sistema, tal como lo presenta la fig. 3.9 donde el surfactante

adicionado estabiliza la emulsión y el espectro formado presenta pocos

picos característicos.

Numero de

Onda

Grupos de

componentes

3400 OH

2954 CH3,CH2

2924 CH3,CH2

1456 C=C, CH3,CH2

1376 CH3

745 CH aromáticos

Fig. 3.7 Espectro infrarrojo de crudo Ku-Maloob-Zaap

Fig. 3.8 Espectro Infrarrojo de emulsión crudo-agua de mar (50-50% V/V)

Tabla 3.3 Numero de onda

y grupo

CAPITULO III. RESULTADOS EXPERIMENTALES

Página 42

2954

2924

1456

1376

3400

Las figs. 3.10 y 3.12 muestran los espectros de la masa depositada en el

ánodo y en el cátodo respectivamente, es posible observar que la

concentración de los asfáltenos 2954 en la fig. 3.10 se mantiene

ligeramente con respecto a los compuestos orgánicos más pesados, la Fig.

3.11 Es el espectro encontrado por Daria S. Khvostichenko and Simon I.

Andersen en 2009, donde los asfáltenos aparecen en el pico principal a

2954 y resinas en los últimos picos junto con los aromáticos, el cambio del

pico a 1500 cm−1 se debe a la diferencia en la naturaleza del crudo.

La fig. 3.12 corresponde al espectro de la masa depositada en el cátodo,

en este aún existe presencia de moléculas de agua ya que el proceso es

llevado en un medio acuoso, también existe una pronunciación el pico

característico de los asfáltenos a 2954 depositados en el ánodo, resinas y la

concentración de aromáticos aumenta, la presencia de asfáltenos ocurre

Fig. 3.10 Espectro IR de masa

depositada en ánodo (+)

Fig. 3.9 Espectro Infrarrojo de emulsión

crudo-agua de mar (50-50% V/V)

con emulsificante EME1

Fig. 3.11 Espectro IR de Y3 asfáltenos (arriba)

y resinas (abajo) [22]

CAPITULO III. RESULTADOS EXPERIMENTALES

Página 43

3400

2954

2924 1456

1376

745

en ambos electrodos ánodo y cátodo, la polarización ocurre de acuerdo

al tipo de elementos contenidos dentro de la molécula y características

del crudo.

Las Figs. 3.13, 3.14 y 3.15 corresponden a espectros de residuos de la

prueba de electrodeposición, la conservación de agua en estos en

totalmente visible en los tres espectros, esto debido a la facilidad del agua

de formar compuestos con elementos orgánicos contenidos en el petróleo,

en la fig. 3.13 se observa que la emulsión mantiene sus propiedades aun

después de ser electrodepositada, lo cual se atribuye a la fuerza del

surfactante con el cual se estabiliza la emulsión.

Fig. 3.12 Espectro IR de masa depositada en electrodo cátodo (-)

Fig. 3.13 Electrolito resultante de una

prueba corrida con una +ΔV

Fig. 3.14 Espectro IR de agua de mar

separada del electrolito resultante.

CAPITULO III. RESULTADOS EXPERIMENTALES

Página 44

En la fig. 3.16 se muestra el espectro del emulsificante utilizado en la

prueba para estabilizar la emulsión, este presenta distintos picos, debido a

que la estructura molecular del mismo contiene distintos elemento que

hacen compleja la estructura, al ser usado en la emulsión provoca un

cambio del espectro característico a comparación con el de la emulsión

sin surfactante fig. 3.11 un papel muy importante juega el surfactante, ya

que es el encargado de estabilizar el nivel de unión del agua y crudo en la

emulsión.

Fig. 3.15 Espectro de un precipitado

Fig. 3.16 Espectro de emulsificante no Iónico EME1.

CAPITULO III. RESULTADOS EXPERIMENTALES

Página 45

3.3. Resultados de las pruebas de corrosión

3.3.1 Resultados sobre lamina de cobre

Se utilizó la norma ASTM D 130 de pruebas de corrosión de hidrocarburos en

una placa de cobre (Cu), donde en este trabajo se aplicó a crudos

pesados con agua de mar en emulsión.

Las figuras 3.17, 3.18 y 3.19 corresponden a la prueba de corrosión

realizada sobre una lámina de Cu, el cambio de coloración a verde oscuro

sobre la placa en la fig. 3.17 muestra un comportamiento corrosivo sobre el

metal esto debido a que la muestra depositada sobre esta placa

corresponde a una emulsión crudo-agua de mar sin tratar mediante

electrodeposición, es importante señalar que al ser una muestra

emulsionada sin tratar con electrodeposición, los elementos corrosivos y

pesados se encuentran dentro de la estructura del crudo, esto es lo que

provoca la coloración verdosa de la placa de acuerdo al código de

colores de la norma ASTM D 130 esto pertenece a una coloración oscura y

verde donde existe potencialmente la corrosión sobre el metal.

La fig. 3.18 muestra el comportamiento del electrolito resultante en el que

se aplicó una carga positiva, se puede observar que no hay cambio de

coloración sobre la superficie de la placa, esta conserva su tono rojizo

característico del cobre. El comportamiento corrosivo del crudo disminuye

visiblemente, este electrolito resultante no ataca la superficie metálica del

cobre tan agresivamente como la emulsión depositada.

La fig. 3.19 muestra que no existe cambio de coloración notable sobre la

superficie metálica, una gota del electrolito resultante tratado mediante

electrodeposición con una carga negativa fue colocada sobre el metal,

existe un ligero cambio de la superficie a un tono más rojizo, de acuerdo a

la norma ASTM D 130 en esta coloración aún no existe corrosión sobre el

metal. Debido a la conservación del color metálico es posible decir que los

elementos corrosivos y pesados dentro del crudo al ser tratados por

electrodeposición disminuyen en la estructura y esto provoca una

disminución del potencial corrosivo del crudo y agua de mar.

La fig. 3.20 es el código de colores de la norma ASTM D 130 para corrosión

sobre una placa de cobre.

CAPITULO III. RESULTADOS EXPERIMENTALES

Página 46

Fig. 3.17 Emulsión antes de la

prueba de electrodeposición a

85°C.

Fig. 3.18 Electrolito

resultante (+ΔV) a 85°C.

Fig. 3.20 Código de colores de corrosión en una placa de Cu, ASTM D 130.

Fig. 3.19 Electrolito

resultante (-ΔV) a 85°C.

CAPITULO III. RESULTADOS EXPERIMENTALES

Página 47

3.3.2 Pérdida de peso en lámina de Cobre.

El cobre es un metal muy activo a los agentes corrosivos, es un buen

indicador de corrosión por el cambio de coloración que presenta en su

superficie, la pérdida de masa en la lámina de cobre fue cuantificada y es

mostrada en la tabla 3.4.

Placa de cobre

No. Probeta Peso Inicial Peso Final Emulsión

1 0.57 0.5482 Emulsión antes de electrodeposición

2 0.49 0.4988

Después de electrodeposición con

+ΔV

3 0.39 0.3651 Después de electrodeposición con -ΔV

3.3.3 Resultados de corrosión en probetas de acero 1018

Los resultados obtenidos en las pruebas de corrosión son mostrados a

través de las Figs. 3.21, 3.22 y 3.23, los cuales son probetas de acero 1018

que presentan una capa de crudo en la superficie metálica donde se

presenta el distinto comportamiento corrosivo de los electrolitos resultantes

en las pruebas de electrodeposición.

La fig. 3.21 muestra que la emulsión crudo-agua de mar sin electro

depositar se adhiere a la superficie cuando la temperatura se eleva, esto

promueve que el crudo se pegue a la pared metálica y se distribuya sobre

la misma de manera homogénea.

En la Fig. 3.22 es posible observar que el electrolito emusificado después

de la electrodeposición (+ΔV) muestra un comportamiento totalmente

diferente al de la fig. 3.21, presenta agrietamientos y discontinuidades que

impiden que este se adhiera totalmente a la pared metálica.

La fig. 3.23 muestra el comportamiento del electrolito emulsificado después

de la electrodeposición con potencial negativo -ΔV, el crudo presenta

formación de aglomerados sobre la superficie metálica, la emulsión se

distribuyen en forma de grumos, agrietamientos y aglomerados sobre la

superficie metálica.

Tabla 3.4 Pérdida de peso en lamina de cobre.

CAPITULO III. RESULTADOS EXPERIMENTALES

Página 48

3.3.4 Pérdida de peso por corrosión del acero 1018

Las probetas después de ser caracterizadas fueron lavadas con gasolina y

tolueno quitando los residuos de crudo en la superficie, fueron pesadas

para cuantificar la pérdida de masa por corrosión. La tabla 3.5 muestra la

diferencia de pesos por pérdida de masa en las probetas de Acero 1018.

Placa de acero

No. Probeta Peso Inicial (g) Peso Final (g) Emulsión

1 3.68 3.6801

Emulsión antes de la

electrodeposición

2 2.84 2.8411

Después de

electrodeposición con

+ΔV

3 3.51 3.5009

Después de

electrodeposición con

-ΔV

Fig. 3.21 Emulsión 50/50

sobre probeta de acero,

sometida a 85°C.

Fig. 3.22 Electrolito resultante

(+) sobre probeta de acero,

sometido a 85°C.

Fig. 3.23 Electrolito resultante (-)

sobre probeta de acero,

sometida a 85°C.

Tabla 3.5 Pérdida de peso en placa de acero 1018.

CAPITULO III. RESULTADOS EXPERIMENTALES

Página 49

CONCLUSIONES

En este estudio experimental se realizó la electrodeposición de

componentes corrosivos en crudos pesados en emulsión crudo-agua

de mar con surfactante no Iónico.

La electrodeposición de asfáltenos ocurrió en ambos electrodos, en

la prueba con potencial +ΔV en el ánodo y en la prueba con

potencial -ΔV ocurrió en el cátodo, comparando ambas pruebas

fue predominante en el ánodo donde influye la carga negativa de

los asfáltenos.

Se comprobó el efecto corrosivo con la prueba ASTM D-130 de la

solución emulsificada crudo-agua de mar resultante después de la

electrodeposición, donde se observó que reduce su efecto corrosivo

en ambas pruebas con aplicación de potencial de +ΔV y –ΔV.

El efecto del surfactante no iónico después de la prueba de

electrodeposición no perdió su actividad como inhibidor y

estabilizador principalmente en la prueba con potencial +ΔV.

Este trabajo podría fundamentar el desarrollo de nuevas líneas de

investigación como electrodeposición de componentes corrosivos

por electroforesis, hidrodesulfuración, inhibidores de corrosión y

estabilizadores de la emulsión crudo-agua.

Página 50

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