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NOTA TECNICA Nº 28
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COMPORTAMIENTO DE PETROLEOS POR DEBAJO DE SU PUNTO DE
ENTURBIAMIENTO
Entre el punto de enturbiamiento (CP) y el de escurrimiento (PP) de los
petróleos suceden una gran cantidad de fenómenos vinculados con el crecimiento en red
(clusters) de los hidrocarburos serie parafínica de C 15+ , en particular de los miembros N-
parafínicos de la serie. Estos fenómenos, que transcurren a nivel molecular, generan en
la masa del crudo anomalías significativas que derivan en un cambio de propiedades del
mismo.
En esta Nota Técnica, extendemos el tratamiento del tema a cuestiones prácticas
vinculadas con:
• Flujo en cañerías (monofásico y con gas disuelto).
• Problemas en plantas de tratamiento de crudos.
• Problemas en plantas de tratamiento de gas.
• Fenómenos de depositacion en líneas y tanques.
INTRODUCCION
En el punto de escurrimiento (P.P.) el petróleo se solidifica y no escurre. Esta
temperatura es operativamente restrictiva por cuanto, si debe ponerse en movimiento un
crudo que alcanzo su P.P. hay dos opciones:
a) Calentarlo para fluidificarlo y "sacarlo" del estado sólido. Casi sin
excepciones los petróleos de nuestra cuenca cuyana deben transportarse y
tratarse a temperaturas por sobre su P.P.
b) Disponer de suficiente energía como para fluidificarlo por movimiento
(romper mecánicamente la estructura molecular que le confiere al crudo el
estado sólido). Como vemos, ambas alternativas están vinculadas con la
modificación de la estructura en red que constituyen la parafina en la masa
liquida del petróleo.
Aun cuando varia mucho con el tipo de crudo, unos 10 a 30 ºC por sobre el P.P.,
se encuentra el punto de enturbiamiento (C.P.). El CP puede visualizarse en
hidrocarburos traslúcidos o calcularse en petróleos negros y es, la temperatura a la cual
las parafinas comienzan a separarse de su líquido madre como sólidos, fundamental
mente por perdida de solubilidad.

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Si el enfriamiento continúa, las parafinas sólidas se constituyen en redes
(clusters) capaces de formar geles que espesan el crudo hasta llegar a solidificarlo. El
punto de escurrimiento es la temperatura a la cual la masa del crudo resulta tan rígida
que el mismo no escurre.
Durante muchos años se ha utilizado como criterio de diseño de ductos, de
equipos de tratamientos y de sistemas de calefacción de líneas y tanques el P.P. del
crudo, es decir la condición extrema (sólida) del mismo.
Sin embargo, como criterio de optimización de operaciones, y teniendo en
cuenta que la mayor parte de las temperaturas a las que operan las instalaciones de
tratamientos pueden encontrarse entre P.P. y C.P., se han comenzado a estudiar los
fluidos y su conducta en esa ventana de temperaturas.
EL FLUJO EN CAÑERIAS
En una publicación del USBM de 1932, L.E. Riestle Jr. describió al fenómeno
de separación (incrustación orgánica) de parafinas como severo cuanto mayor es la
diferencia de temperaturas entre el CP del crudo y la pared metálica.
Cuando el espesor de la incrustación de parafina aumenta, la velocidad de
deposición disminuye debido a la aislación térmica del depósito.
Cabe esperar que el deposito sea mayor cerca de la cabeza del pozo y al
comienzo del line pipe o bien, como luego veremos a la salida del separador. La causa
de esto último es la pérdida por parte del fluido "vivo" de sus extremos livianos tales
como etano, propano y butanos, ambos muy eficientes solventes de parafina.
En 1958, Jensen y Howell estudiaron en crudos debajo del CP el efecto del
caudal sobre los depósitos de parafinas y concluyeron que los depósitos aumentan con
el caudal, siempre en flujo laminar (Re < 4.000) y alcanzan un máximo previamente a la
transición laminar - turbulento. En la región de flujo turbulento (Re > 4.000) la
deposición disminuye.
La presencia de gas disuelto modifica la reología (respuesta al flujo), cuando el
GOR > 1 y P.P tanto como CP son también menores debido en parte a que el gas libre
distribuido como burbujas en el crudo, altera los espacios intermoleculares deformando
la masa de liquido.
El gas disuelto altera también la "gel strength" del crudo que es la estructura en
red de crecimiento de las parafinas insolubles que debe ser rota mecánicamente para
iniciar el flujo de petróleo.

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Finalmente, como señalamos mas arriba la pérdida de ciertos compuestos
gaseosos en separador eleva PP y CP aguas abajo del mismo, con lo cual puede
comenzar más pronto la separación.
En 1981, Burger - Perkins y Striegler, estudiando los fenómenos vinculados a la
formación de parafinas en el Trans Alaska Pipeline System en función del tiempo y la
distancia plantearon un modelo de depositacion que, en nuestro conocimiento es el más
completo hasta hoy. Demostraron que la precipitación (salida de solución) y
depositacion (adherencia, superficies) en oleoductos se debe a tres mecanismos:
a) Transporte lateral por difusión (domina a altas temperaturas y caudales) molecular.
b) Dispersión por corte (domina a baja temperatura y bajo caudal).
c) Difusión browniana (es poco relevante).
Ambos mecanismos, con preponderancia de cada uno de ellos según las
condiciones operativas, son capaces tanto de transportar cristales de parafina insolubles
(debajo del CP) como de favorecer la depositacion de las mismas provocando reducción
de sección útil y aun bloqueo de oleoductos.
Conceptualmente, un deposito inmóvil adherido a la cañería formado por
parafina sólida y petróleo en el espacio poral vacío, es un anular. En el centro de la
cañería, fluye el petróleo (con temperatura debajo del CP). Existe además en la interfase
una capa buffer a la que aludiremos luego.
Cuando el flujo es turbulento, el movimiento lateral centro - pared de las
corrientes fluidas, conduce a un rápido transporte de cristales de parafina precipitados
(separados de la fase liquida por perdida de solubilidad). En cualquier posición a lo
largo del oleoducto existe una diferencia de concentración de especies disueltas y
precipitadas en sentido lateral entre el núcleo de fluido y la capa buffer que es laminar
en cualquier condición de flujo central.
El transporte de materia a través de esa capa buffer es lento y, por cinética
química, el proceso mas lento controla la velocidad de reacción.
En flujo laminar - laminar (núcleo - capa buffer) no existen diferencias en el
mecanismo de transporte de materia. Cuando el petróleo circula a alta temperatura, la
diferencia de temperatura fluido - pared, es alta y se desarrolla un gradiente de
concentración de parafina disuelta, el cual genera un transporte lateral por difusión
molecular (por diferencia de concentración, ley de FICK).
El mecanismo por dispersión por corte es de tipo mecánico y esta referido a
partículas (parafina insoluble) que en el transporte rotan sobre si mismas. Cuando el
movimiento es de múltiples partículas, el resultado neto es una resultante de transporte
lateral (núcleo - pared).

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LOS PROBLEMAS EN PLANTAS DE TRATAMIENTOS DE CRUDOS
SEPARADORES
La operación eficiente de los separadores puede verse adversamente afectada por
la acumulación de parafinas.
Las placas coalescedoras en la sección de los líquidos y los extractores de niebla
en la sección de gas son particularmente sensibles al taponamiento de sólidos
parafinosos.
Para prever estos inconvenientes debería medirse o al menos estimarse el efecto
del cambio de presión sobre el CP: del crudo ingresado al separador. Si esto no se tiene
en cuenta, pueden necesitarse muchas horas hombre para vaporizar, remover con
solvente o hacer limpieza mecánica.
INSTALACIONES DE TRATAMIENTO
Algunos de los factores a considerar en la selección y diseño de procesos de
tratamiento de crudos son:
1) Tenacidad de la emulsión a tratar.
2) Gravedad especifica de crudo, agua y sus diferencias en todo el rango
operativo posible.
3) Corrosividad del agua, gas, crudo y tendencia incrustante del agua si el
fluido deberá pasar por calentador antes de ingresar a tratamiento.
4) Tendencia del crudo a separar parafinas (en todas las condiciones operativas
posibles).
De los factores antes mencionados, 1, 2 y 4 están relacionados al
comportamiento del crudo debajo del C.P. Con el aumento de la temperatura aumenta la
probabilidad de colisión entre las gotas de agua emulsionada. Con el aumento de la
temperatura disminuye la viscosidad del petróleo, favoreciéndose la decantación libre
del agua emulsionada.
Veamos otros factores:
• La tenacidad de las emulsiones es mayor cuanto mayor es el contenido de
compuestos polares en el crudo (asfaltenos y resinas). También la misma es mayor con
la viscosidad del crudo. En presencia de finos, los compuestos polares y las parafinas
sólidas estabilizan interfaces retardando (y aun impidiendo) la llegada de químico a la

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interfase para que se inicie la colisión entre gota de agua y luego la coalescencia, etapa
previa a la decantación.
• Cuando la temperatura del crudo (o de la emulsión) disminuye y se alcanza el
C.P., se produce un cambio brusco de densidad como consecuencia de la formación de
una fase sólida (ver Nota Técnica Nº 6 para mas detalles). El cambio no lineal de la
densidad con la temperatura debe conocerse para saber como afecta a la eficiencia de
los procesos de tratamiento.
• La ley de Stokes, describe tanto a la separación de sólidos en fase acuosa o
petróleo como a la separación del agua de petróleo. La velocidad final (velocidad
gravitacional - velocidad ascencional x flotación) de una partícula puede expresarse:
v = 2 (d p ) 2 . (ρ1 - ρ2)
9 µ
Siendo:
µ = viscosidad de la fase continua. ρ 1 = densidad de la fase mas densa.
d p = tamaño de la partícula.
ρ 2 = densidad de la fase menos densa.
Obsérvese en la ecuación que la velocidad de decantación es mayor:
- Cuando la viscosidad es menor.
- Cuando las diferencias de densidad son mayores.
- Cuando mayor es el tamaño de la partícula o gota.
La coalescencia aumenta el tamaño de la gota de agua y la velocidad de
sedimentación es mayor cuanto menor la viscosidad. Aunque la temperatura de
tratamiento puede aumentarse existen para ello:
a) Un límite económico.
b) Un límite técnico que esta dado por la pérdida de livianos del crudo.
El ascenso de las burbujas de gas liberado atenta contra la decantación por que la
gota (o partícula) tiende a flotar en vez de decantar (la flotación por gas inducido se
basa en este principio). La perdida de gases en solución, como ya vimos, produce un
aumento del C.P. por perdida de solubilidad del crudo para con los extremos
parafinosos pesados (nC15+).

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CALIDAD DEL AGUA DE PURGA
Cuando el petróleo se enfría a lo largo de la planta de tratamiento o bien cuando
se agrega agua fría al tanque lavador para desalar puede alcanzarse el C.P. del crudo e
ingresar parafina sólida al agua de purga.
El punto de fusión de un compuesto parafinoso (mezcla de varios hidrocarburos
de n-parafinas de diferentes pesos moleculares) es mayor a la temperatura a la que el
compuesto se separa del crudo (CP o WAT). Es por ello que, aun cuando se pudiera
calentar el agua, la eliminación de la parafina sólida no seria posible.
Este fenómeno también puede suceder en tanques lavadores o aun en cortadores
generando agua de purga de baja calidad.
LOS PROBLEMAS EN PLANTAS DE GAS
Los problemas con parafinas no se encuentran, para el caso de plantas de gas,
tan estudiados como en plantas de crudos.
Los hidrocarburos líquidos que se manejan en plantas de gas son mas livianos
que el petróleo (para mas detalles ver nuestra Nota Técnica Nº 25) con lo cual los CP de
gasolinas y condensados son muy inferiores a los de los crudos, en ciertas circunstancias
pueden alcanzarse los CP.
La existencia de parafinas no interceptadas por extractores de niebla en la salida
de los separadores de entrada a planta es el caso mas frecuente de ingreso de parafinas
en circuitos de gas. Condensados conteniendo C15+ pueden ingresar de la misma forma
o bien saturando el gas y concentrando parafinas en circuitos de refrigeración con
propano o aun en torres de glicol.
LOS PROBLEMAS EN LINEAS Y TANQUES
Si el CP del crudo no se alcanza en el tratamiento puede suceder que se alcance
en los tanques de despacho o líneas.
La separación de parafinas es un fenómeno de naturaleza termodinámica, sin
embargo, mientras exista movimiento del crudo, las parafinas pueden estar insolubles
pero en "suspensión dinámica" (condición fluido - dinámica).
En los tanques de despacho el tiempo de residencia puede ser lo suficientemente
prolongado para que las parafinas insolubles se asocien crezcan y decanten libres.
Los conocidos "fondos de tanque" están constituidos por parafinas insolubles,
agua, sedimentos inorgánicos, asfaltenos y, naturalmente, petróleo ocluido.

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Cuando la temperatura desciende, las parafinas insolubles en el crudo aumentan
como % del crudo hasta alcanzar un máximo cercano a lo que usualmente es el
contenido de parafinas totales insolubles a -15 ºC (UOP46) o insolubles orgánicos
totales a -15 ºC (Burger).
La velocidad de caída de las partículas de parafina es menor a menor
temperatura - por el aumento de viscosidad.
Por otro lado las partículas de parafina se asocian y crecen con materiales de
mayor densidad y generan partículas de mayor diámetro con lo que la velocidad de
decantación aumenta.
Junto a la termodinámica, la segunda condición de formación de incrustaciones
orgánicas e inorgánicas es la cinética.
Los fenómenos deben transcurrir en un tiempo tal que deriven en inconvenientes
operativos. Si la cinética o velocidad de las reacciones es lenta, sucede que los
inconvenientes se hacen severos solo aguas abajo del yacimiento.
Las plantas de almacenaje, oleoductos de despacho, buques tanque y tanques de
refinería para recepción son elementos "interceptores". En ellos, los mínimos valores de
temperatura y tiempo de tránsito o residencia atentan favoreciendo la formación de
parafinas insolubles debajo del CP.
Los fondos de tanque generalmente incluyen, además de parafinas, sedimentos,
agua y sustancias asfalténicas. Es por ello que debe evitarse el hot oil con petróleos
tomados de fondos de tanque de almacenaje.
G.P.A. Estudios y Servicios Petroleros S.R.L
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