Este documento describe las anomalías en las propiedades de viscosidad y densidad que ocurren en petróleos parafinosos debido a la separación de una tercera fase sólida (parafina) a temperaturas por debajo del punto de enturbiamiento. Explica que los petróleos parafinosos muestran un comportamiento no newtoniano y cambios en el coeficiente de expansión térmica cerca de este punto, lo que no es considerado en las tablas estándar.

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NOTA TECNICA No
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ANOMALIAS EN PETROLEOS PARAFINOSOS
(Esta nota pertenece a los apuntes del curso sobre parafinas que ofrece GPA)
En la presente definiremos PETROLEOS PARAFINOSOS a aquellos que separan
componentes sólidos a temperaturas ambientes locales, de almacenaje y/o transporte.
En condiciones de una tercera fase separada (sólida) de las dos tradicionales coexistentes
(líquido – vapor) se producen anomalías en el comportamiento del petróleo.
En esta nota se revisan dos propiedades de los petróleos en las que se manifiestan tales
anomalías, la viscosidad y la densidad (o gravedad especifica).
¿PORQUE SE PRODUCE LA TERCERA FASE?
Los crudos son, básicamente soluciones verdaderas de compuestos de alto peso molecular en
compuestos de bajo peso molecular.
En realidad, también pueden existir en el crudo soluciones no verdaderas del tipo coloidal cuando el
mismo contiene resinas y asfaltenos (petróleos negros) pero su tratamiento esta fuera del presente
análisis.
Los petróleos parafinosos a los que acá nos referimos contienen muy escasas o nulas
concentraciones de compuestos de naturaleza asfáltica.
La base parafínica de los crudos se refiere a una forma de clasificar los crudos pero esto no se
relaciona con el hecho que el crudo sea parafinoso tal como lo definimos anteriormente.
La parafinosidad del crudo la aportan los hidrocarburos lineales de C18 a C50 que pueden estar
presentes en el crudo en concentraciones desde 5 hasta 50 %.
Las energías cinética y potencial de las moléculas de crudo dependen de la temperatura del
mismo.
Por encima de la temperatura de enturbiamiento (C.P.) que es la temperatura de comienzo de
precipitación (separación) de las parafinas, todas las moléculas están continuamente en un estado de
movimiento térmico desordenado.
Por encima del C.P. las moléculas de parafina pueden agregarse pero los agregados se rompen
inmediatamente debido al alto movimiento térmico. Con la reducción de la temperatura, la energía
cinética disminuye y en el entorno del C.P. se produce la agregación molecular formándose un núcleo
estable de crecimiento. El núcleo crece a expensas de las partículas sólidas de parafina adyacentes.
La formación de fases sólidas (deposición de parafinas) ocurre si el crudo esta contenido en
tanques, si es bombeado por oleoducto y aun en reservorio siempre que el fluido alcance una
temperatura inferior al C.P.

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ANOMALIAS EN LA VISCOSIDAD
Isacc Newton fue el primero en estudiar racionalmente el fenómeno de la viscosidad.
Estableció que la resistencia al movimiento entre dos capas de un líquido que se deslizan entre si
depende de la relación entre el esfuerzo de corte (EC) y la velocidad de corte (VC), se relacionan
mediante.
EC = µ x VC
A la constante de proporcionalidad Newton la llamo viscosidad dinámica o absoluta.
Si la variación de EC con VC es lineal, el fluido se denomina Newtoniano, si no lo es se lo
llama No Newtoniano.
Mecánicamente podría decirse que al producirse deformaciones se crean inmediatamente
tensiones que pueden o no ser proporcionales a la velocidad de deformación.
El agua, los condensados y los petróleos por encima del C.P. visualmente se comportan como
fluidos Newtonianos.
Los conceptos previos se refieren al régimen laminar de flujo, en flujo turbulento el
comportamiento es más complejo.
En el campo no newtoniano (estudiado por la reologia) la viscosidad absoluta varia con la
velocidad de corte y/o con el tiempo de aplicación del corte, en ese campo nos referimos en términos
de “viscosidad aparente” (µa).
EC = µa x VC
Los fluidos que varían sus µa con la VC pueden ser:
- Pseudoplásticos ( µa disminuye con la VC )
- Dilatantes ( µa aumenta con la VC )
- Plástico de Bingham (el fluido ofrece una resistencia inicial al movimiento – tensión de
fluencia, para luego comportarse como newtoniano).
Si la pseudoplasticidad aumenta con el tiempo el fluido se denomina tixotrópico, si la
dilatancia aumenta con el tiempo el fluido es reopético.
Si hay una recuperación total o parcial de las tensiones de fluencia el fluido es viscoelástico.
Los lodos de perforación base agua son plásticos de Bingham, muchos petróleos parafinosos
son pseudoplásticos y los geles de factura son viscoelasticos.
Por encima del C.P. un crudo parafinoso usualmente se comporta como fluido newtoniano. Por debajo
del C.P. y hasta el entorno del punto de escurrimiento (P.P.) comienza el comportamiento no
newtoniano, es decir, las anomalías de viscosidad.

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El recorrido del crudo parafinoso cuando desciende la temperatura (por ejemplo entre
reservorios y superficie) es:
Reologicamente: Newtoniano -------- Pseudoplastico o tixotrópico ---------- Plástico de Bingham
Este comportamiento se corresponde con la transición:
Liquido ------------- Cristalización en matriz liquida ------------- gelificación
de las parafinas
Un plástico de Bingham resiste al flujo como un sólido de Hooke hasta que fuerza de cesión
(yield strenght) es superada. El YS depende no solo de la temperatura sino también de la velocidad de
corte de la cual el crudo ha sido sometido en el momento previo s la detención del flujo.
La gelificación del crudo se produce en el entorno del P.P. y es el crecimiento en redes
( clusters ) de los cristales de parafinas.
En resumen:
El comportamiento no newtoniano es característico en petróleos parafinosos a temperatura
cercanas o inferiores al C.P. del crudo. Esta anomalía se origina en el crecimiento en redes
de componentes del crudo que pierden su solubilidad por temperatura.
Muchos simuladores asumen que el petróleo es newtoniano en un amplio rango de
temperaturas, esto puede no ser exacto y debe tenerse en cuenta en petróleos parafinosos
cuando se manejan a bajas temperaturas.
ANOMALIAS DE DENSIDAD
Las tablas que se utilizan a diario para corregir densidad o sus propiedades asociadas, todas
ellas vinculadas con las variaciones de la temperatura no son de uso universal.
Además de las limitaciones intrínsecas derivadas de la conformación de las tablas, existen casos que
no han sido contemplados en la preparación de las mismas, uno de esos casos es el de los petróleos
parafinosos.
Las tablas que actualmente utilizamos para corregir densidades (y volúmenes) por temperatura, están
insertas en las normas ASTM 1250 – 80, IP 200-52 y API St 2540. Los rangos de aplicación de las
tablas son:
o
C o
API Densidad a (coef. expansión térmica @ 60 o
F)
---------- --------------- ---------------------- ----------------------------------------------------
0-149 0-40 1.075 – 0.825 270 - 510 x10-6
0-121 40-50 0.825 – 0.779 510 - 530 x10-6
0-93 50-85 0.779 – 0.653 530 - 930 x10-6

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La base experimental de datos (las tablas se conforman con valores experimentales y
extrapolados), se constituyo con muestras del API-NBS de los siguientes hidrocarburos:
Categoría No
de No
de Rango de Rango de
Muestras Observaciones Densidad Temperatura
--------------- --------------- -------------------- ----------------- ----------------------
Crudos 124 600 770 – 900 4 – 56 o
C
Gasolinas 76 436 657 – 770 4 – 44 o
C
Kerosenes,
Diesel, Aceites,
Otros 149 1.242 ----------- 4 – 58 o
C
Las muestras de crudos ensayadas representan (a 1974) el 67 % de la producción mundial.
El estudio experimental confirmo que el alfa (a) temperatura base para cada grupo esta
relacionado con la densidad a la temperatura base por:
Ko + K1 x Densidad T obteniéndose para cada categoría
Alfa T = -------------------------------- los valores de Ko y K1
Densidad T
2
Por ejemplo:
Crudos : Ko 341,0957 K1: 0,0
Gasolinas: Ko 192,4571 K1: 0,2438
A ciertas temperaturas (temperatura de separación critica - TSC) los crudos parafinosos
desarrollan una tercera fase (la parafina se separa como sólido de su líquido madre). Si el petróleo no
contiene compuestos oscuros (por ejemplo asfaltenos) el fenómeno puede apreciarse a simple vista.
La aparición de la tercera fase puede también “visualizarse” por variaciones en la linealidad de
la gráfica densidad vs. temperatura.
La “falta de linealidad” en la densidad tiene su correspondencia en los coeficientes de
expansión térmica los que varían significativamente en el entorno de la TSC.
Cuando se prepararon las tablas de corrección de densidad no se tuvo en cuenta el fenómeno de
la tercera fase.
En las determinaciones efectuadas para las tablas, el coeficiente Alfa (a) esta determinado a la
temperatura base de 15 o
C.
Sin embargo, muchos crudos presentan puntos de escurrimiento superiores a 15 o
C resultando
el coeficiente Alfa irrelevante a 15 o
C. Con la densidad sucede lo mismo que con el a.

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Las tablas asumen que Alfa a la temperatura base es una constante a través del rango de
temperaturas prescrito, es decir función de la linealidad en la curva densidad vs. temperatura.
Por su relevancia, se determinaron las constantes Ko y K1 para el crudo de Prudhoe Bay (un
crudo con antecedentes parafinosos), sin embargo, las determinaciones se efectuaron sobre muestras
enfriadas a 10 o
C para remover la fase sólida.
En resumen, el coeficiente de expansión térmica (Alfa) aumenta dramáticamente luego que la
parafina comienza a separarse.
Los puntos de inflexión pueden ser varios a lo largo del recorrido densidad vs. temperatura.
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