Petroleo






DETERMINACIÓN DEL CONTENIDO DE SAL EN UN CRUDO POR EL MÉTODO DEL POTENCIÓMETRO
PRÁCTICA No. 5 DE 10
Norma ANSI/ASTM (D3230-83)






























UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA
FACULTAD DE INGENIERÍA
PROGRAMA INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
NEIVA
2011






DETERMINACIÓN DEL CONTENIDO DE SAL EN UN CRUDO POR EL MÉTODO DEL POTENCIÓMETRO
PRÁCTICANo. 5 DE 10
Norma ANSI/ASTM (D3230-83)











Informe presentado en el
Laboratorio de Crudos y Derivados
BEINPE10 109738 - 01





Ing. HAYDEE MORALES MONDRAGÓN














UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA
FACULTAD DE INGENIERÍA
PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
NEIVA
2011


CONTENIDO


I. BASES TEÓRICAS

II. PROCEDIMIENTO

III. TABLA DE DATOSIV. TABLA DE RESULTADOS

V. CÁLCULOS

VI. ANÁLISIS DE RESULTADOS

VII. CUESTIONARIO

VIII. CONCLUSIONES

IX. RECOMENDACIONES

BIBLIOGRAFÍA

ANEXO DE RESULTADOS DE LABORATORIO



I. BASES TEÓRICAS

El petróleo crudo de un yacimiento, contiene cantidades apreciables de sal, un número de 0.1 – 1 en peso, se compone principalmente de cloruros de sodio, calcio, magnesio yhierro, presentes como gotas de salmuera concentrada o emulsionada, quizás con algunos cristales de sal libre, además contiene sedimentos orgánicos (sólidos) junto arena, barro y cristales de ceras paráfínicas. Aunque una cantidad significativa de estas sustancias es reducida del crudo bruto en el campo de producción, una pequeña cantidad permanece en el petróleo crudo, durante las operacionesde extracción, y sobre todo, durante su almacenaje y su proceso de refinado, se pueden producir grandes daños por corrosión y contaminación de cloruros en el equipo usado, salvo que la sal sea eliminada.
El proceso de producción de corrosión se resume específicamente en que los cloruros se hidrolizan en caliente (250-350ºF) produciendo ácido clorhídrico (HCl) y el cual se disuelve en el aguapresente causando corrosión rápida a las superficies metálicas según las siguientes reacciones:


Otro problema que trae consigo un alto porcentaje de sal es el taponamiento de los tubos del intercambiador que produce puntos calientes en los tubos del horno y reduce la capacidad de flujo, que como ya se dijo se debe a que cuando el crudo es precalentado, se incrementa la solubilidad del agua en élfomentándose la formación de cristales de sal, debido a la misma deshidratación. Estos cristales de sal llevan consigo otros sólidos presentes en el crudo que se depositan formando acumulaciones en la tuberías de producción reduciendo por tal motivo su diámetro y causando a la vez graves problemas de corrosión, los cuales son la principal la causa de daños y perdidas en la industria del petróleo.Los tres agentes principales que causan el ensuciamiento de los intercambiadores son:
Contenido de sedimentos orgánicos en el crudo
Contenido de sal en el crudo
Lodos de sal y sedimentos en el crudo bruto, los cuales no pueden ser manejados por el desalinizador.

Por ello es absolutamente necesario que el contenido de sal en el crudo sea medido de forma precisa y si es un porcentaje altoproceder a la desalinización. Ya que la cantidad máxima permitida para comercialización y refinería está entre 10 a 16 libras por cada 1000 barriles y de 3 a 7 ppm respectivamente.

El método de ensayo D3230-89 (1997) cubre la determinación de sal en el crudo de petróleo por electrometría. Este método consiste en diluir el crudo en un solvente apropiado y, por medio de electrodos, hacer pasaruna corriente eléctrica por la solución. Cuanto mayor es el contenido en sal, mayor es la corriente que circula. Se comparan los resultados con los de soluciones con un contenido en sal conocida y se determina la cantidad de sal en la muestra. En realidad lo que se está midiendo es la conductividad de la solución, que es dependiente de la concentración de sales disueltas.

Este procedimiento...