Este documento presenta los resultados de una prueba experimental del mejorador de flujo multifuncional MF CLOROBEN® para crudos pesados de la estación G. Méndez. Las pruebas muestran que MF CLOROBEN® reduce significativamente la viscosidad del crudo a partir de 1000 ppm, mejorando el flujo y reduciendo los costos. Se concluye que MF CLOROBEN® es efectivo para limpiar obstrucciones y mejorar el rendimiento de la línea de transporte de crudos pesados.

1. MEJORADOR DE FLUJO MULTIFUNCIONAL
MF CLOROBEN® PARA CRUDOS PESADOS Y
EXTRAPESADOS.

2. INTRODUCCION
La producción de petróleo en la estación G. Méndez de acuerdo con el área usuaria
genera grandes dificultades operativas en la transportación, extracción y manejo. Lo que
se traduce en altos costos por Barril. Sin embargo la nueva tecnología en Mejoradores de
Flujo MF CLOROBEN® Multifuncionales ayudan a generar procesos mas rentables.
PROBLEMASDELPETROLEOVISCOSO
DIFICULTAD EN EL TRANSPORTE
ALTO CONSUMO DE ENERGIA
BAJA CAPACIDAD DE PRODUCCION
PROBLEMAS POR INCRUSTACIONES
ALTOS COSTOS DE MANTENIMIENTO
SOLUCIONESTRADICIONALES
ADITIVOS SON DE ALTO COSTO
REDUCTORES DE VISCOSIDAD
INEFICIENTES
CALOR/VAPOR SON COSTOSOS
SE GENERAN PERDIDAS DE PRODUCCION

3. PRUEBA EXPERIMENTAL DE
FUNCIONALIDAD Y DESEMPEÑO PARA
EVALUAR EL MEJORADOR DE FLUJO
MF CLOROBEN® CON EL CRUDO DE LA
ESTACIÓN DE G. MÉNDEZ, TAMPICO.
OBJETIVO

4. DESARROLLO
LAS PRUEBAS SE DESARROLLARON
CON EL METODO MF CLOROBEN®
DE HIDROMETRO Y EL LOOP “ TEST
OF REDUCTION DARCY FACTOR”.

5. TECNOLOGÍA
La nueva tecnología del Mejorador de Flujo Multifuncional MF CLOROBEN® interactúa
con las moléculas de los Hidrocarburos asfaltenos y parafinas, para reducir sus fuerzas
interfaciales incrementando la separación intermolecular que ayuda a reducir la
viscosidad, A diferencia de otros aditivos la línea de Mejoradores de Flujo Multifuncionales
se caracterizan por ser amigables con el Medio Ambiente.
Mejorador de Flujo Multifuncional

6. TECNOLOGÍA
La nueva tecnología del Mejorador de Flujo Multifuncional MF CLOROBEN® , muestra
su efectividad de la separación intermolecular de los hidrocarburos de la estación G.
Méndez.
Hidrocarburo Natural virgen
G. Méndez 12.7 ° API
Muestra arriba con GFW-MF-2014®
Muestra abajo sin GFW-MF-2014®
Con MF
Sin MF

7. TECNOLOGÍA
Loop “Test of Reduction Darcy Factor” utilizado para el análisis de efectividad del
Mejorador de Flujo MF CLOROBEN® de la muestra de Hidrocarburo de la estación G.
Méndez.
Sistema para la prueba de funcionalidad y desempeño.

8. TECNOLOGÍA
MF CLOROBEN® Sistema de monitoreo y control (PRESION TEMPERATURA FLUJOS)

9. CARACTERIZACIÓN DEL CRUDO
ESTACION G. MENDEZ
AFH - 6 -IMP.14
Intervalo (m)
Hora de
recepción de
muestra
Fecha de
Muestreo
Hora de
Muestra
Fecha de
Análisis
SE OBSERVA
EMULSIONADA
% Sed % Agua % Aceite
Densidad
Relativa
° API A
60°F
Temp. De
muestra
Cloruros
(mg/L)
Salinidad
(ppm)
pH
- - 04-dic-14 07:00 04-dic-14 SS TRAZAS 13.75 86.25 0.970 12.7 25 17994 29691 9.0
ENVÍA MUESTRA:
Observaciones
JORGE ANTONIO TRUJILLO OLIVEROS
COMPAÑÍA QUE ENTREGA:
jueves, 4 de diciembre de 2014
PARA DETERMINAR SALINIDAD SE UTILIZO
AgNO3 0.282N.
CÓDIGO DE PRUEBA:
GF WATER/PRIDE
2
POZO:
ANÁLISIS FISICOQUIMICOS
ESTACION GREGORIO MENDEZ.
FECHA
OPERACIÓN :

10. FOTOS DE LA REALIZACION
DE LA PRUEBA
Realización de la prueba en el Loop
“ Test Reduction of Darcy Factor”
Realización de Análisis de Grados
API en el Laboratorio

11. TABLA DE RESULTADOS DE LA PRUEBA
DEL CRUDO G. MENDEZ
Curva de viscosidad contra temperatura, se observa el punto de fluidez. A los 29°c.
aprox. (temperatura critica) formación de ramificaciones de asfaltenos y parafinas.
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
0 20 40 60 80 100
viscosidad cPs
viscosidad cPs
temperatura °c
Temperatura °c viscosidad cPs
15 50000
20 39000
25 35000
30 34000
35 25400
40 19000
45 13600
50 8000
55 5600
60 4400
65 4300
70 4200
75 4100
80 4000

12. ANALISIS DE RESULTADOS
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
viscosidad cPs
viscosidad cPs
concentracíon
PPM
Curva de viscosidad contra la dosificación se observa el choque químico entre las
500 y 1000 ppm posteriormente no hay beneficio representativo.(Disolucion de
asfaltenos y parafinas encapsulando el crudo en una emulsion coloidal)
PPM viscosidad cPs
0 35000
400 35000
500 35000
800 35000
1000 25200
2000 19000
3000 16000
5000 10000

13. CONCLUSIONES
Como podemos ver en las pruebas de viscosidad la eficiencia empieza a subir cuando
llegamos a las 1000 ppm, esta dosificación se recomienda ya que la viscosidad del
crudo es alta por lo que el crudo se mezcla mas lentamente con el MF CLOROBEN® al
iniciar la activación de la línea de transporte.
El panorama para esta corriente es alentador ya que el loop isotérmico 25°C aprox. se
logro un aumento de caudal del 66% por lo que no se duda que en campo se logre
mínimo un 33%.
En la prueba de funcionalidad y desempeño vemos que el tiempo de recorrido es muy
similar al tiempo con el mejorador mas sin embargo el caudal es alto. Esto es debido
que se activo la línea con un choque químico ( mezclado y empacada con crudo y
reactivo).
El crudo sin mezclar es empujado con una presión alta 14 kg estas condiciones son
normales inicialmente por no tener MF CLOROBEN®. En un principio. cuando este es
liberado totalmente y la tubería se empieza a cubrir con el crudo que tiene MF
CLOROBEN® el flujo sube al máximo que se alcanzo en la prueba normal, la presión
final nos da 4 kg en la descarga.
Con esto podemos comprobar que el mejorador de flujo es capaz de mover el crudo que
esta corriendo sin tratamiento y remover obstrucciones que deje el mismo. Podemos
concluir que cuando se haga la apertura de línea en donde se inyectara un volumen
relativamente alto hasta de 3% a 5% de MF CLOROBEN® además de humectar la
tubería se limpiara.