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R. Kenneth Ramos L.
Estudio sobre la depositación y remoción de asfaltenos durante el flujo a través de medios porosos.
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Estudio sobre la depositación y remoción de asfaltenos durante el flujo a través de medios porosos.
Agradecimientos:
A Dios, que con Su suave mano me ha llevado hasta este punto, aun yo teniendo otros planes en
mi mente, sin saberlo ha ido poniendo el camino frente a mí.
A mis pastores, que con atención me han escuchado y en sus oraciones me han tenido, además de
siempre estar ahí para brindarme concejo.
A mis padres que con mucho esfuerzo han logrado esta meta en mí, en especial a mi mamá Anita
Loredo por su paciencia y comprensión además de la libertad y confianza que me ha brindado
todo este tiempo.
A mi hermana, le agradezco su valor y fuerza, poco a poco me he contagiado un poco de esa
energía que la caracteriza, desafortunadamente a mi no me funciona tan bien como a ella, pero es
inspirador intentarlo.
A mi hermano, gracias por la paciencia que me ha tenido principalmente estos últimos años, que
la mía ha ido en decremento o desaparición; por la obediencia y principalmente por la bondad en
su corazón.
A mi familia que desde donde están sé que me desean lo mejor y me echan porras.
A la familia Nieuwejaar que con su buen carisma, generosidad y fuerza interna lograron cambiar
mi perspectiva del mundo, haciéndolo más pequeño, y conquistable.
A las familias Frutis y Resendiz, que me aceptaron en su hogar, principalmente a la familia
Azuara Diliegros que me han hecho sentir como un integrante más de la familia, gracias Mehry,
gracias Adry, Gracias Luz y Adrián.
A Rigoberto, que con sus pláticas amenas me hizo cambiar de IT a PE.
A mis amigos de la generación y degeneración que con paciencia, comprensión, camaradería,
apoyo, y enseñanza-aprendizaje, hicieron del tormento universitario una fiesta de 4.5 años que
aun continua. Alejandro, Agustín, Rebeca, Javier, Carstensen, David, Didhier, Otto
Mellado, Hiram López (que no son lo mismo, aunque ebrio diga otra cosa), Franz, Francisco,
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Gris, Liz Inda, Jesús Morales, Joel Blanco, Josué, Julio, Enrique Cosio, Erick, Juan Carlos
"kikiri", Eduardo Resendiz, Guillermo Pérez, Liliana Pérez, Lalo, Lizéth, Levi, Uzziel
Cruz, Marco, Miyer Frutis, Miriam González, Nancy, Oscar, Pepe Calderón, Sandro,
Romer, Roberto, Saúl, Tarque, Tatiana, Vicky, Vicente, Yoli Mora.
A mis amigos de siempre, o de hace algún tiempo pero que aún siguen conmigo: Abraham
Cruces, Aida Vela, Aldo Vela, Edgar Sierra, Juan Campero, Jorge Zghaib y Nancy Suarez.
Gracias por creer en mí y tenerme en su corazón.
A mi amigo Gibran por haberse ofrecido para ser mi asesor de tesis, y haberme dado una
introducción de lo que es perforación direccional, gracias por perdonarme en mis cambios de tema
y aconsejarme en mis decisiones académicas.
A mi asesor Dr. Eduardo Buenrostro que con buen rostro ha ido llevándome con paciencia a
través de los caminos del conocimiento de todo lo escrito en esta tesis. Me abrió un espacio en su
lugar de trabajo e incluso me abrió las puertas de su hogar. GRACIAS.
A Rubén Mercado por darme tantas opciones y oportunidades de crecimiento.
A Enrique Morfin Faure por sus enseñanzas a lo largo de mi carrera, la confianza y apoyo.
A Sergio Álvarez por todo su apoyo y colaboración con el experimento, gracias por las prácticas
enseñanzas.
En especial a mi amiguísima Brenda Azuara quien me acompaño fielmente en el camino siendo
mi mano derecha; yo siendo su izquierda, alejando la soledad, atrayendo la felicidad,
espantando las malas vibras, recibiendo bendición, gracias amiga mía, Europa oriental nos
espera.
Siento que aún me faltan muchos por agradecer, pues este ciclo se ha cumplido pero es el continuo
de muchos otros en los cuales he recibido el apoyo de muchas otras personas, a todos ellos:
G R A C I A S
R. Kenneth Ramos Loredo
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“Je pensé, donc je suis”
Descartes
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Contenido i
TABLA DE CONTENIDO
Resumen ....................................................................................................................................................... iii
Abstract ......................................................................................................................................................... iv
Capítulo 1. Introducción ................................................................................................................................. 1
Objetivos .................................................................................................................................................... 3
Alcances ..................................................................................................................................................... 3
CapÍtulo 2. Generalidades .............................................................................................................................. 4
Medio Poroso ............................................................................................................................................. 4
Parámetros de la roca ............................................................................................................................. 4
Daño a la formación.................................................................................................................................... 8
Mecanismos de daño a la formación ....................................................................................................... 8
Daño a la formación por depositación orgánica .......................................................................................... 9
Características de los aceites asfalténicos ............................................................................................. 11
Mecanismos de precipitación de asfaltenos .......................................................................................... 13
Control dela precipitación de asfaltenos ............................................................................................... 15
Capítulo 3. Experimentos de depositación y remoción de asfaltenos en medios porosos ............................. 19
Características del medio poroso, el aceite y los sistemas químicos .......................................................... 19
Muestras del medio poroso .................................................................................................................. 19
Muestra de aceite ................................................................................................................................. 20
Sistemas químicos ................................................................................................................................ 21
Metodología ............................................................................................................................................. 23
Sistema experimental ........................................................................................................................... 23
Resultados y discusión .............................................................................................................................. 27
Experimentos Preliminares ................................................................................................................... 27
Experimentos finales............................................................................................................................. 32
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Contenido ii
Conclusiones ................................................................................................................................................ 39
Bibliografía ................................................................................................................................................... 41
Anexo A Indice de tablas, figuras y gráficos .................................................................................................. 44
Anexo B Ejemplo de tabla de datos............................................................................................................... 45
Anexo C Pruebas al sistema .......................................................................................................................... 46
Anexo D Procedimientos .............................................................................................................................. 47
Procedimiento de armado de porta núcleo (A): ........................................................................................ 47
Procedimiento de obtención de la permeabilidad intrínseca de la roca al aceite (B) ................................. 48
Procedimiento de daño (C1): .................................................................................................................... 48
Procedimiento de daño (C2): .................................................................................................................... 49
Procedimiento de limpieza (D1): ............................................................................................................... 50
Procedimiento de limpieza (D2) (sistema 0, 2, 3): ..................................................................................... 50
Procedimiento de limpieza compuesto (E) (o sistema 1) ........................................................................... 50
Procedimiento para rellenar el cilindro de aceite (F) ................................................................................. 51
Anexo E Equipo y materiales......................................................................................................................... 52
Equipo ...................................................................................................................................................... 52
Reactivos .................................................................................................................................................. 53
Glosario ........................................................................................................................................................ 54
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Contenido iii
RESUMEN
La depositación de asfaltenos en formaciones productoras de aceite ha causado problemas por años, la selección de agentes químicos para controlar el daño provocado por depositación de asfaltenos ha estado limitada a estudios de disolución en bruto, hasta hace poco. La forma aceptada para tratar con estos problemas es el xileno, tolueno y otros solventes aromáticos, este método requiere el uso de grandes cantidades de éstos, así como tratamientos muy frecuentes. Este texto describe un condensado de observaciones encontradas para obtener un método para generar, remover y contabilizar daño orgánico causado por precipitación de asfaltenos en un medio poroso con el cual se evalúa el desempeño de diferentes productos químicos usados en diferentes sistemas de limpieza que mejoran el trabajo del xileno para la recuperación de la permeabilidad.
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Contenido iv
ABSTRACT
The deposition of asphaltenes in oil producing formations has caused problems for years. Selection of chemical control agents in the past has been limited to bulk dissolution studies on samples retrieved from production systems. The accepted way to treat these problems has been through the use of xylene, toluene and other aromatic solvents. This method requires the use of large amounts of these solvents, as well as a high frequency of treatment. This document describes a condensate of observations found in order to get a method to generate, remove and account organic damage caused by asphaltene precipitation in a porous medium with which it´s evaluated the performance of different chemicals used in different cleaning systems that improve the xylene performance in the recovery of permeability.
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Capítulo 1 Introducción 1
CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN
La depositación de asfaltenos puede ocurrir en cualquier etapa del sistema de producción (yacimiento, tubería de producción, instalaciones en superficie) (Buenrostro, 2002), entre las causas de precipitación están: la disminución de la presión (cuando se trata de aceite bajo saturado), la disminución de la temperatura, la presencia de componentes ligeros al aceite como CO2, N2, alcanos, algunos compuestos polares como la acetona (provocando un desequilibrio en la concentración de resina y de asfalteno). (Chávez-Alcaráz, 1991, Leontaritis, 1989). En este trabajo se versará acerca de la depositación de orgánicos en específico de asfaltenos en el medio poroso o en la formación. El daño a la formación se define como cualquier tipo de proceso que resulta en la reducción de la capacidad de flujo de aceite, agua o gas de la formación. El daño a la formación ha sido reconocido desde hace mucho tiempo como una causa importante de reducción de la producción en muchos yacimientos de aceite y gas. (Brant et al., 1991). Dentro de la categoría de daño químico se encuentra lo referente a los problemas ocasionados por asfaltenos. La presencia de asfaltenos en un aceite en producción, no necesariamente significa problemas de precipitación y depositación. Existen pozos en producción con un alto contenido de asfaltenos sin problema alguno y por otro lado existen pozos cuyo aceite con bajo contenido de asfaltenos pero con problemas severos. Los problemas con asfaltenos son complejos debido entre otras cosas a su naturaleza polar, su fuerza disolvente, la estructura molecular no uniforme, la formación de agregados, las formas irregulares de sus moléculas, etc. Se han hecho varias investigaciones acerca de este comportamiento y se obtienen ciertos resultados que no necesariamente son generalizables, ya que cada aceite tiene sus propias características. Cuando la producción de un pozo se reduce debido a la depositación de asfaltenos, lo más común es hacer un tratamiento de limpieza usando un disolvente aromático. Para que esto sea efectivo el disolvente debe poder solubilizar los asfaltenos y retenerlos en solución a través del sistema de producción, si los asfaltenos no son mantenidos dispersos o en solución, podría ocurrir una re-precipitación en cualquier parte del sistema en donde se tengan factores desestabilizantes. Una vez que la depositación ocurre, puede ser muy costoso en términos de tiempo de duración del trabajo, de producción diferida, y remplazos de bomba además de los costos de los químicos. Por lo que es importante optimizar el programa de tratamiento químico para disminuir la frecuencia de trabajos de limpieza en los pozos con esos problemas. (Thomas y Becker, 1995)
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Capítulo 1 Introducción 2
El problema de obstrucción por depósitos orgánicos se presenta inicialmente a profundidades someras dentro del aparejo de producción, pero conforme la presión del yacimiento disminuye por efecto de la explotación, el cambio de condiciones termodinámicas en el aparejo desplaza este problema a mayores profundidades. Esta situación es particularmente grave en yacimientos productores de crudos ligeros en los que actualmente la presión de fondo y de yacimiento está cerca o por debajo de la presión de
saturación del crudo, pero aún dentro de la región de la envolvente de precipitación de asfaltenos. Como consecuencia de esta situación se incrementa sustancialmente la frecuencia de limpiezas a pozo que incluyen la cara de la formación, lo cual ha generada una alza en los costos de operación por el número de limpiezas que deben aplicarse para mantener la producción de los pozos. La selección del producto para el tratamiento adecuado depende del lugar donde ocurran los problemas, lo que lo causa, y la aplicación que se espera hacer, además, las pruebas de laboratorio también dependen de la extensión del problema y la preferencia del químico. Los trabajos típicos para tratar los problemas con asfaltenos son: limpieza de formación, inyección a presión en la formación, inyección continua para prevenir o retardar la depositación. En este trabajo se pretende hacer una comparación de los efectos de diferentes químicos en un medio poroso, permitiendo la evaluación del desempeño de estos en cuanto a la remoción del daño orgánico provocado por la depositación de asfaltenos se refiere, y a la reducción de la pendiente de decaimiento de la permeabilidad provocada por el flujo de aceite con contenido asfalténico y presencia de componentes ligeros, lo que se reflejaría en menos limpiezas al año, un costo de producción menor, menos tiempo perdido en trabajos al pozo, más producción y consecuentemente, mayor beneficio económico. Se estudiaron diferentes métodos y diagramas para experimentar con el medio poroso, (Kamath, 1995; Pedroza, 1995; Ali e Islam 1997; Minssieux, 1997, 1998; Shedid, 2001; Holmes, 2002; Hamadou, 2008) de los cuales se obtuvo el modelo que se utilizará en este trabajo, además de otros que sirvieron de apoyo para la comprensión del fenómeno. (Thomas et al, 1995; Papadimitrio, 2006)
Figura 1 Depositación en TP (Pwf:
presión de fondo fluyente, Pws:
presión de fondo estática, EDA:
envolvente de depositación de
asfaltenos)
Figura 2 Depositación en roca
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Capítulo 1 Introducción 3
OBJETIVOS
El propósito de este trabajo es la evaluación de sistemas químicos de limpieza de daño orgánico causado en medios porosos por precipitación de asfaltenos, a través de establecer una metodología experimental para generar, remover y cuantificar el daño orgánico en el medio poroso.
ALCANCES
Comprender los mecanismos involucrados en la precipitación de asfaltenos y en la redisolución – dispersión de estos usando disolventes y productos químicos.
Establecer una metodología para generar, remover y cuantificar el daño orgánico en el medio poroso, además de evaluar diferentes sistemas químicos para restaurar la permeabilidad.
Evaluar distintos sistemas químicos de limpieza. Identificar el mejor sistema de limpieza entre los evaluados.
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Capítulo 2 Generalidades 4
CAPÍTULO 2. GENERALIDADES
MEDIO POROSO
Un medio poroso consiste de una matriz con una gran cantidad de poros y gargantas microscópicos, los cuales pueden ser considerados como tubos angostos donde puede pasar un fluido. La naturaleza de los poros de un material se establece por la aplicación de experimentos en una muestra y observando su comportamiento, ya que es bien sabido que los materiales porosos se comportan de manera diferente que los que no son porosos (Dullien, 1992). Las características de flujo de un medio poroso son representadas por su permeabilidad k y por su porosidad φ y algunas veces por su tortuosidad t (Wang, 1996). El valor de permeabilidad se determina experimentalmente y es utilizado como un índice cuantitativo de con qué facilidad un fluido puede pasar a través del medio. Una permeabilidad pequeña significa una gran caída de presión, debido al hecho de que el fluido encuentra una gran resistencia al movimiento a través del medio poroso. Por otro lado, si la permeabilidad es grande, la caída de presión es pequeña porque hay una pequeña resistencia al flujo. Una tortuosidad alta implica una gran desviación desde una trayectoria recta, y por lo tanto una caída de presión mayor en el flujo.
PARÁMETROS DE LA ROCA
Todas las propiedades macroscópicas del medio poroso son influenciadas, en mayor o menor grado, por la estructura de poro. Los parámetros macroscópicos de estructura de poro representan el comportamiento promedio de una muestra que contiene muchos poros. Los parámetros más importantes de la estructura de poro son la porosidad, la permeabilidad, el área de superficie (específica), el factor de resistividad a la formación y la presión capilar de penetración (desplazamiento) reducida (Dullien, 1992). Sin embargo, solamente se abordarán los primeros tres tópicos así como la tortuosidad.
POROSIDAD
La porosidad es la fracción del volumen total de la muestra porosa que es ocupada por el espacio de poro o espacio vacío. Dependiendo del tipo de medio poroso, la porosidad puede variar desde un valor cercano a cero hasta casi la unidad. (Scheidegger, 1960; Dullien, 1992) Es importante distinguir entre los dos tipos de espacio de poro o vacío; uno que forma una fase continua dentro del medio poroso, llamada espacio de poro “interconectado” o “efectivo”, y la otra que consiste de poros “aislados” o “no
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Capítulo 2 Generalidades 5
interconectados” dispersos sobre el medio. Los espacios de poro no interconectados no pueden contribuir al transporte de materia a través de medio poroso, sólo los poros interconectados o poros efectivos pueden hacerlo. Existen los llamados poros “ciegos” que están interconectados sólo de un lado. Aún cuando éstos pueden a menudo ser penetrados, estos poros tampoco contribuyen al transporte (Dullien, 1992). La medición de la porosidad se puede llevar a cabo por diferentes métodos experimentales; todos ellos miden el volumen de poro o vacio y el total del material. Los métodos más comunes son: método directo, óptico, imbibición, de inyección de mercurio, de expansión de gas, y de densidad.1
TORTUOSIDAD.
Es la medida de la desviación de la trayectoria real con respecto a la trayectoria global del medio poroso. La tortuosidad es medida por métodos eléctricos (Brown, 1980) en donde la muestra es sumergida en un fluido conductor de electricidad. La resistividad de la muestra sumergida se mide por una corriente alterna con frecuencia ω. Luego se compara con la resistividad del fluido mismo. Mediante la siguiente expresión es posible calcular la tortuosidad:
𝛼∞ = ∅𝑟𝑠𝑟𝑓
donde 𝛼∞ es la tortuosidad en el límite de frecuencia alta (ω →∞), φ es la porosidad, 𝑟𝑠 es la resistividad de la muestra sumergida en el fluido conductor y 𝑟𝑓 es la resistividad del
fluido mismo. En este caso, la tortuosidad puede ser considerada como la dificultad que tienen las corrientes eléctricas para pasar a través del material poroso. Entre más grande es la resistividad, más grande la tortuosidad del medio poroso.
PERMEABILIDAD
La permeabilidad es la capacidad de un material para que un fluido lo atraviese sin alterar su estructura interna. Se afirma que un material es permeable si deja pasar a través de él una cantidad apreciable de fluido en un tiempo dado. La permeabilidad es el término usado para la conductividad del medio poroso con respecto a la permeación de un fluido Newtoniano. La permeabilidad, usada en un sentido general, es de utilidad limitada porque su valor en la misma muestra porosa puede variar
1 http://www.lacomunidadpetrolera.com/cursos/propiedades-de-la-roca-yacimiento/procedimientos-para-medir-la-porosidad.php
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Capítulo 2 Generalidades 6
con las propiedades del fluido y el mecanismo de permeación. Cuando se mantienen constantes las propiedades del fluido y del mecanismo de flujo se tiene entonces la “permeabilidad especifica” k, la cual es denominada como permeabilidad. Este valor es determinado únicamente por la estructura de poro. Una unidad práctica de permeabilidad es el darcy. Un material poroso tiene permeabilidad igual a 1 darcy si una diferencia de presión de 1 atm produce una velocidad de flujo de fluido de 1 cm3/s con una viscosidad de 1cP a través de un cubo teniendo lados de 1 cm de longitud, saturado al 100% de un solo fluido. Para materiales de muy baja permeabilidad, la unidad utilizada es (milidarcy) md = 0.001 darcy (Ortega, 2003)
APLICACIÓN DE LA LEY DE DARCY EN LA INGENIERÍA DE YACIMIENTOS
La ley de Darcy es una base para modelar el transporte de fluidos en medios porosos. En aplicaciones donde la velocidad de los fluidos es baja (como en el flujo del agua bajo la tierra y el petróleo en los yacimientos) la Ley de Darcy describe satisfactoriamente el transporte de fluidos en medio porosos (Teng y Zhao, 2000). En el estudio de tapones de núcleo (sintéticos y de rocas de yacimientos) para una amplia variedad de líquidos, la ley de Darcy puede expresarse de manera generalizada de la siguiente manera (Torsaeter y Abtahi, 2003):
L
PAkQ
(1.1)
donde Q es el flujo volumétrico, k es la permeabilidad absoluta del medio poroso, P
es el gradiente de presión en el medio poroso, es la viscosidad del fluido y L es la longitud del tapón de núcleo de análisis. Para medir la permeabilidad en un medio poroso isotrópico, generalmente de forma cilíndrica mediante el flujo de fluidos a través de la muestra (de forma lineal) se pueden utilizar tanto líquidos como gases, que no alteren las propiedades del medio poroso y la determinación se basa en la medición de la diferencial de presión para un flujo volumétrico dado. En el caso de flujo de gas, debido a la compresibilidad de los gases, las propiedades varían según la presión y el gasto lo cual hace necesaria una corrección del efecto Klinkenberg.
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Capítulo 2 Generalidades 7
RESTRICCIONES DE LA LEY DE DARCY
La Ley de Darcy requiere que las fuerzas de fricción entre el medio poroso y el fluido predominen sobre las fuerzas inerciales del fluido. La invalidez de la Ley de Darcy resulta cuando la distorsión en las líneas de corriente, propia a los cambios en la dirección del movimiento, es lo bastante grande que ocasiona que los efectos inerciales sean significativos. La Ley de Darcy es aplicable solamente en los casos donde el flujo a través de los poros de un medio poroso pueda ser modelado como un flujo Stockes (laminar, incompresible y que no varíe su viscosidad), y que este saturada la muestra al 100% de un solo fluido, tal como el flujo de aceite en la matriz de un yacimiento; esta ley no considera los efectos inerciales y tampoco toma en cuenta los efectos de una frontera de sólido (es decir, no considera el efecto de pared ya que calcula solamente la caída de presión debido a la viscosidad) (Ortega, 2003). Para que la Ley de Darcy sea válida, debe usarse en un intervalo determinado del número de Reynolds para un medio poroso (Torsaeter y Abtahi, 2003; Ortega, 2003; Bear, 1972). En la literatura, el número de Reynolds para medios porosos es representado en función
del diámetro de poro del medio pRe
,
μ
ρdURe
pP
p
(1.2)
donde pU es la
velocidad en el poro, pd
es el diámetro de poro, es la densidad del
fluido y es la viscosidad del fluido. Bear (1972) distinguió tres regiones para el flujo de fluidos a través de medios porosos, las cuales se basan en el número de Reynolds del
poro pRe
o en el número de Reynolds de
partícula
partRe:
Figura 3 Limites de la Ley de Darcy según el número de Reynolds
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Capítulo 2 Generalidades 8
En números de Reynolds bajos se tiene una región donde el flujo es laminar, las fuerzas viscosas son predominantes y la ley de Darcy lineal es válida. El límite superior de este intervalo se encuentra en un valor del número de Reynolds entre 1 y 10. A medida que el número de Reynolds se incrementa, se observa una zona de transición. En el límite más bajo de esta zona se tiene el paso de un régimen laminar en donde las fuerzas viscosas son predominantes a otro régimen laminar donde las fuerzas inerciales controlan el flujo. En el límite superior de esta zona de transición se presenta un paso
gradual a flujo turbulento. Algunos autores sugieren que 100Re es el valor para el límite superior del régimen laminar, que algunas veces es referido como el régimen de flujo laminar no lineal. A valores altos del número de Reynolds se tiene el flujo turbulento
DAÑO A LA FORMACIÓN
El daño a la formación se define como cualquier tipo de proceso que resulta en la reducción de la capacidad de flujo de un aceite, agua o gas de formación. El daño a la formación ha sido reconocido desde hace mucho tiempo como una fuente seria de reducción en la producción en muchos yacimientos de aceite y gas y como causa de problemas de inyección de agua en muchos proyectos de ese tipo. (Brant et al, 1991)
MECANISMOS DE DAÑO A LA FORMACIÓN
El daño a la formación cae en cuatro amplias categorías basadas en el mecanismo que les dio origen:
Daño a la formación mecánicamente inducido o Migración de finos. o Entrada de sólidos. o Deformación del medio poroso por uso de herramientas.
Daño a la formación químicamente inducido o Hinchamiento de arcillas o Desagregación de arcillas o Depositación de parafinas, detritos, lodo asfaltico, etc. o Precipitación de sólidos (asfaltenos, sulfuros, diamantoides, hidratos,
incrustaciones minerales de carbonatos, sulfatos, etc) o Precipitados causados por incompatibilidad química de fluidos de inyección
con los del yacimientos (generación de lodo asfaltico). o Formación de emulsiones estables en la formación o Adsorción química o Alteración de la mojabilidad
Daño a la formación biológicamente inducido
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Capítulo 2 Generalidades 9
o Crecimiento de bacterias o Lodos bacteriales o Productos de la corrosión debido al H2S de la bacteria que reduce el sulfato
Daño a la formación térmicamente inducido o Transformaciones de minerales o Fenómenos de disolución de la roca y de la solubilidad o Alteraciones en la mojabilidad.
DAÑO A LA FORMACIÓN POR DEPOSITACIÓN ORGÁNICA
Las parafinas, asfaltenos y resinas son las fuentes típicas de generación de depósitos orgánicos tanto en tuberías como en la formación productora durante la producción de petróleo. Los depósitos orgánicos se pueden clasificar en dos grupos, las naturales y las inducidas (Houching y Hudson, 1986; Amaefule et al, 1988). La invasión de filtrados con alto pH en el área cercana al pozo y la inyección de fluidos con baja tensión superficial, como parafinas ligeras (e.g. pentano, hexano, diesel, gasolina, y condensados de gas) en el yacimiento pueden causar la precipitación del asfalteno (Amaefule et al, 1988). Los lodos asfálticos pueden formarse con algún ácido en condiciones de bajo pH las cuales pueden ocurrir en operaciones de estimulación reactiva de la formación. Leontaritis et al (1992) dice que “Las causas probables de la floculación de asfaltenos son: 1) la caída de la presión en el yacimiento debajo del punto en el cual los asfaltenos floculan y empiezan a precipitar, 2) Presencia de solventes como el metano o el dióxido de carbono en el yacimiento durante la recuperación mejorada. Después de flocular los asfaltenos muestran un cambio debido a la agregación y presentan una carga usualmente positiva, como resultado, muestran una tendencia a adherirse a superficies cargadas negativamente, como el caso de las arcillas o la arena” Mientras los pozos de los yacimientos que contienen aceite asfaltenoso producen, la depositación orgánica empieza en la sección de producción donde la presión cae al punto en que los asfaltenos empiezan a flocular, entonces, la zona de depositación gradualmente progresa hacia el fondo del pozo y eventualmente, entra a la formación. En especial, las formaciones arcillosas, que contienen por ejemplo caolinita, pueden inicialmente adsorber y retener los asfaltenos polares y las resinas rápidamente. (minssieux, 1997). Como resultado, se obtiene una superficie molecular multicapa de depósitos sobre la superficie del poro (Acevedo, 1995). Sin embargo, mientras los precipitados del asfalteno están suspendidos en la fase aceite se van combinando y formando agregados lo suficientemente grandes como para no poder pasar a través de las gargantas del poro y atorarse. El taponamiento de poros causa la perdida de permeabilidad más severa por que las gargantas que conectan los poros se cierran y o se
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Capítulo 2 Generalidades 10
forma un pastel que permite solo un poco de flujo, por lo que el flujo se obliga a ir por los poros más grandes. (minssieux, 1997) “Los depósitos orgánicos usualmente sellan el flujo porque son pegajosos y deformables, entonces, la conductividad y el flujo podría disminuir sin tener que llenar el espacio poroso completamente” (Civan, 1994, 1995) Leontaritis (1998) nos dice que el daño orgánico en los yacimientos es principalmente causado por la depositación de asfaltenos y esta región de depositación podría extenderse largas distancias en el pozo especialmente durante la recuperación de miscibles. El daño orgánico causado por la depositación de ceras está limitado a cortas distancias (entre 0 y 30 cm) del pozo, porque ésta en la zona del pozo ocurre generalmente cuando se enfría el aceite, ya sea por las presiones, o por la invasión y enfriamiento de aceite caliente saturado con cera disuelta de las paredes del pozo como resultado de un sobrebalance, o tratamientos de aceite caliente en el pozo. Leontaritis establece que el daño debido a los asfaltenos se puede explicar con tres mecanismos. El primero es el incremento en la viscosidad del fluido por la formación de una emulsión de agua en aceite si el pozo está produciendo aceite y agua al mismo tiempo. La viscosidad del aceite también podría incrementar con el aumento en la concentración de partículas de asfalteno en al área cercana al pozo conforme el aceite converge radialmente hacia el pozo, pero datos experimentales indican que el aumento en la viscosidad debido a la floculación de asfaltenos es despreciable. El segundo mecanismo es el cambio de mojabilidad de la formación de mojable a agua a mojable a aceite por la adsorción del asfalteno en la superficie porosa. Sin embargo este tampoco es tan importante ya que las formaciones con aceites asfaltenosos están compuestos por mezclas de mojabilidades, debido a que los asfaltenos ya han sido adsorbidos durante varios periodos geológicos. El
Figura 4 Taponamiento de gargantas debido a los asfaltenos. (Leontaritis, 1994)
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Capítulo 2 Generalidades 11
tercero y más probable mecanismo es la obstrucción de las gargantas de los poros por las partículas de asfalteno. Ver figura 4. Los problemas asociados a la depositación orgánica del aceite pueden ser evitados o minimizados al elegir condiciones de operación las cuales permitan que el aceite fluya en una ruta termodinámica fuera de la curva de depositación y además, que esta provea algo de información al respecto. (Leontaritis, 1992). Sin embargo, los modelos matemáticos que implementan los diagramas de fase de la depositación también son necesarios para desarrollar óptimas estrategias de mitigación de los problemas de depositación durante la explotación de petróleo. Podría pensarse que si se agrega aceite desasfaltado o resinas para inhibir la precipitación de los asfaltenos, debería funcionar; estudios han mostrado que no son efectivos inhibidores, pues para que logren mover el punto de precipitación se requiere más del 60% de fracción de masa. Las resinas tienen entonces un efecto de inhibición muy modesto. Pero en cambio los surfactantes tienen un efecto inhibidor mucho mayor ya que estos interactúan con las moléculas de las resinas y la de los asfaltenos (debido a sus terminales). Estos mecanismos se explican en términos del modelo de micelización (Taher et al. 2002)
CARACTERÍSTICAS DE LOS ACEITES ASFALTÉNICOS
En la figura 3 (Speight, 1999) se muestra el cambio de composición del aceite crudo en función de la temperatura de ebullición desde aceites ligeros hasta los aceites más pesados. En general el aceite crudo está formado por una gran variedad de hidrocarburos con diferentes puntos de ebullición y propiedades químicas. La alteración química o física del equilibrio entre las diferentes fracciones de hidrocarburos que conforman el aceite puede afectar la compatibilidad de sus fracciones moleculares pesadas como son los asfaltenos las parafinas y las resinas y crear varios problemas, como la separación de sólidos, (precipitación, formación de sedimentos) durante varias etapas
de la producción del petróleo, su transportación y procesado.(speight,1996)
00
100 200 300 400 500
20
40
60
80
100
Rango de temperatura de ebullición (oC)
Com
posi
ción (
% p
eso
)
Aceites ligeros Aceites pesados
Poliaromáticos
Monoaromáticos
Polinaftenos
Naftenos
Parfinas normales y ramificadas
(Monocicloparfinas )
(Policicloparfinas )
Figura 5 Puntos de ebullición
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Capítulo 2 Generalidades 12
Los asfaltenos son una fracción del petróleo insoluble en alcanos normales como n-pentano, n-hexano, n-heptano, etc. Y algunos disolventes polares como acetona, pero soluble en hidrocarburos aromáticos como tolueno y xileno y disolventes polares como cloroformmo diclorometano o disulfuro de carbono. Esta fracción está integrada por una mezcla compleja de compuestos predominantemente de tipo polar. Son considerados como materiales aromáticos de muy alto peso molecular (1000-50000). Una fórmula empírica que se ha postulado para representar una estructura amorfa promedio de los asfaltenos es C74 H87 N S2 O. Los asfaltenos existen en el petróleo en forma de agregados rodeados y estabilizados por resinas (agentes peptizantes) que los mantienen en suspensión. Resinas: Moléculas polares y aromáticas, también en muchas ocasiones contienen heteroátomos y metales, rodean a las estructuras de asfaltenos y se disuelven en el aceite y mantienen al asfalteno en suspensión, su superficie es activa y en algunos estados termodinámicos forman sus propias micelas reversibles. Están polidispersas y tienen un rango de polaridad y aromaticidad. Se consideran las precursoras de los asfaltenos Ceras parafínicas: Formadas principalmente por hidrocarburos alifáticos (en cadena lineal o ramificada) que cambian de estado líquido a sólido durante la producción convencional de crudo y en las operaciones de procesamiento. Además de los alifáticos, los depósitos de campo usualmente contienen aromáticos, nafténicos, resinas, y moléculas asfalténicas también. La combinación de esto se llama cera. Las ceras parafínicas usualmente se derriten a las 45°-70°C. Las ceras de campo contienen moléculas que pueden tener puntos de hasta 90°C. “Ya que las ceras, asfaltenos y la mayoría de las resinas son sólidas en sus formas puras y las otras moléculas de aceite están en forma líquida, la mezcla total de aceite es una solución líquida de ceras, asfaltenos y resinas. En general, las ceras y las resinas se disuelven en el aceite, aunque los asfaltenos se quedan en un estado coloidal sin disolver” (Civan, 2000) “Los asfaltenos se definen como los sólidos que precipitan del aceite cuando se le agrega un exceso de solventes, en general el pentano y el heptano” (Andersen et al, 1997) Entonces para propósitos prácticos, el crudo se considera en dos partes, la primera consiste en los componentes asfalténicos polares de alto punto de ebullición, esta fracción actúa como un solvente y mantiene en suspensión a los asfaltenos. Sin embargo, los asfaltenos no se dispersan a menos que existan presentes algunas resinas. Las resinas ayudan a los asfaltenos a dispersarse y mantenerse en suspensión por las reacciones acido base y algunas interacciones con los hidrógenos. (Speigh, 1996). Un aceite que contiene asfaltenos no necesariamente causará problemas de asfaltenos durante su recuperación y procesamiento. Un crudo ligero o mediano que contiene
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Capítulo 2 Generalidades 13
pequeños porcentajes de asfaltenos puede crear más problemas de precipitación durante la producción primaria (DeBoer et al, 1995). Crudos pesados pueden contener mayores cantidades de asfalteno y pocos problemas de precipitación debido a que el propio aceite puede disolver más asfalteno. (Leontaritis et al, 1992) Según él, podría prevenirse o al menos moverse el punto de floculación agregando resinas y aromáticos, esto, se ha comprobado experimentalmente que no es suficiente. “Comparado con los surfactantes, grandes cantidades de resinas se necesitarían para poder producir el mismo efecto de inhibición de asfaltenos” (Taher et al, 2002).
MECANISMOS DE PRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS
La mecánica de precipitación de los asfaltenos es muy compleja, se tienen dos hipótesis, en una los asfaltenos están en solución con el aceite, y en la otra, los asfaltenos están como agregados, simplemente suspendidos en el aceite, usando a las moléculas de la resina como estabilizantes, formando una solución coloidal. (Islam, 1994; Buenrostro, 2002) Polidispersividad: Un estado estable de polidispersión se puede alcanzar por cierta relación apropiada de constituyentes polares y no polares, ligeros y pesados a una temperatura y presión dada. Entonces cuando la composición, temperatura, o presión cambian, el sistema se puede volver inestable y llevar a otros procesos inconvenientes. Efectos coloidales: A altas concentraciones, los asfaltenos tienden a asociarse en forma de largas partículas, en presencia de algún agente peptizante como las resinas estas partículas pueden absorber los agentes peptizantes y suspenderse en el aceite. Efecto de agregación: Cuando la concentración del agente peptizante es baja y su cantidad adsorbida no es suficiente para ocupar la superficie de la partícula completamente, varias partículas se pueden combinar para formar partículas más grandes. Este fenómeno también se llama floculación. Cuando las partículas se vuelven suficientemente grandes y pesadas, tienden a depositarse.
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Figura 6 Proceso de agregación o floculación que concluye en adsorción
La composición: Cuando el peso molecular del alcano aumenta, la cantidad de asfalteno precipitado disminuye, cuando el número de carbonos de alcano aumenta, el volumen de disolvente por gramo de aceite necesario para que la precipitación suceda aumenta. Si aumenta el volumen de alcano normal por gramo de aceite, la cantidad de material precipitado aumenta. Los alcanos ligeros inducen la precipitación así como el nitrógeno o el dióxido de carbono inyectados. (Buenrostro, 2002). También influye el que tipo de alcano ligero es el que causa la precipitación ya que entre más ligero sea el alcano usado como precipitante, la cantidad de material precipitado será mayor pero además tendrá un contenido mayor de moléculas ligeras tanto asfaltenos como resinas, lo que implica una disminución en el peso molecular promedio y en la aromaticidad del material. (Buenrostro, 2002) La temperatura: Afecta directamente a la solubilidad de los maltenos. Una temperatura alta significa energía cinética alta, lo que afecta negativamente en las interacciones de agregación entre los asfaltenos. Efecto de la presión: La solubilidad de los asfaltenos disminuye junto con la presión por arriba del punto de burbuja del crudo; cuando ocurre la expansión del crudo, disminuye su densidad lo que provoca menor solubilidad de los asfaltenos. Mientras que cuando estamos en la presión por abajo del punto de burbuja, la solubilidad aumenta conforme se despresuriza el crudo, esto debido a que la densidad del crudo aumenta con la disminución de la presión en este punto. Lo que nos hace observar que el punto en el que la solubilidad de los asfaltenos es menor es en el punto burbuja. (Buenrostro, 2002)
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Pre
sión
Temperatura
L
L-V
L-S
L-V-S
0
0
0.3
0.3
0.6
0.6
0.9
0.9
Curvas de calidad de la formación de la fase sólida0 - formación incipiente, 1 - cantidad máxima.
Diagrama de fases de la depositación de asfaltenos: Es un diagrama en el que se encuentra la envolente de precipitación de asfaltenos o (EPA), y es el lugar geométrico en el que se unen esos puntos de presión y temperatura que se discutieron con anterioridad en el que la depositación de los asfaltenos ocurre, esto se hace con dispositivos que logran preservar las características del aceite como se obtienen desde el yacimiento. Esta envolvente nos da información para estimar las condiciones a las cuales ocurrirá la precipitación. (Buenrostro, 2002)
REVERSIBILIDAD DE LA PRECIPITACIÓN
La reversibilidad es un tema un tanto controvertido ya que no se debe solamente a un factor, sino varios en combinación. En lo que respecta a la presión simplemente al regresar la presión a un punto en el que no exista la precipitación, entonces lo precipitado empieza a redisolverse, ya sea aumentando la presión cuando nos encontramos arriba del punto de burbuja (y con ello aumentando la densidad del crudo) o disminuyéndola cuando estamos bajo el punto burbuja provocando entonces un aumento en la densidad debido a la evaporación de las partes ligeras del crudo. De manera similar la temperatura. En lo que respecta a la composición si tiene un efecto muy importante en la estabilidad de los asfaltenos, el cambio provoca la formación e material que no se puede redisolver, si se regresa el aceite a la composición original es posible llegar a disolver el material precipitado. “La redisolución de los asfaltenos es un proceso posible, pero cinéticamente muy lento. En base a esta evidencia experimental, se asume que la precipitación es un proceso termodinámicamente reversible.”
CONTROL DELA PRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS
DISPERSANTES E INHIBIDORES
Para entender cómo funcionan los dispersantes de asfaltenos (AD’s) y los inhibidores (AI´s), se necesita determinar la estructura, peso molecular, y el mecanismo de agregación del asfalteno. La estructura del monómero de asfalteno y el tamaño de su sistema de anillos aromáticos en el crudo han estado sujetos a mucha discusión. Los dos modelos que han sido propuestos por la literatura son, primero el “continental” o “modelo isla”, que propone un monómero de estructura asfalténica con un peso molecular en un rango de
Figura 7 Envolvente de Precipitación de Asfaltenos
(EPA)
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500-1000Da, con un máximo de 750Da consistente de, en promedio, un núcleo con más o menos seis o siete anillos aromáticos fusionados rodeados de varios grupos alifáticos con algunos heteroátomos. El segundo modelo es el “archipiélago” o “tipo rosario”, que propone que el monómero individual de asfalteno está compuesto de partes de grupos policondensados que consisten de cinco o siete anillos aromáticos cada uno conectado por una cadena corta de alifáticos, posiblemente conteniendo puentes polares de heteroátomos. Los asfaltenos están presentes con un gran rango de estructuras, así que estos modelos son sólo representativos. Existen dos métodos químicos para controlar asfaltenos en operaciones de producción, la prevención con AD´s (dispersantes) y AI´s (inhibidores) y el remedio con disolventes de asfalteno (solventes o aceite desasfaltado) Los inhibidores proveen una inhibición real en el que previenen de la agregación a las moléculas de asfalto. Además, estos pueden cambiar la presión de floculación del asfaltenos. Por lo que, puede mover la precipitación del asfalteno y su depositación de pozo hacia un punto en el sistema de producción donde se pueda lidiar con él de forma mucho más fácil. Los inhibidores pueden ser ordenados por el punto de floculación determinado. Los dispersantes no afectan el punto de floculación pero reducen el tamaño de la partícula del asfalteno floculado, manteniéndolos en suspensión en el aceite. Muchos inhibidores pueden funcionar como dispersantes pero, los dispersantes generalmente no funcionan como inhibidores. Se sabe que inhibidores y dispersantes pueden ser específicos al tipo de aceite, por ejemplo, un inhibidor polimérico con cabezas polares próticas, y una cola alifática previene depositación de asfaltenos en aceite A, pero no en el aceite B. Y por el contrario, una amina no polimérica trabaja bien en el aceite B pero no en el A. En general, los inhibidores son polímeros o resinas a diferencia de los dispersantes que usualmente son surfactantes no poliméricos, aunque muchos surfactantes poliméricos inhibidores funcionan como dispersantes. Para prevenir la agregación de moléculas de asfaltenos, los inhibidores necesitan muchos puntos moleculares de interacción para una buena inhibición, por lo que, necesitan polímeros. Si además el inhibidor contiene cadenas largas de alquil en la periferia del asfalteno esto puede ayudar a dispersar cualquier agregado de asfalteno que se haya formado. Esto se asume que ocurre también en los dispersantes no poliméricos. Los componentes polares o aromáticos en los surfactantes dispersantes del agregado de asfaltenos ayudan a cambiar la polaridad de la parte exterior del agregado y lo hacen más similar a un dispersante y al mismo tiempo a dispersarse en el aceite. Algunos estudios han mostrado que el incremento en la dosis de un dispersante puede de hecho tener efectos negativos en la agregación de asfaltenos, posiblemente por la autoasociación de las moléculas del surfactante dispersante.
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Capítulo 2 Generalidades 17
Para los inhibidores, un estudio en la precipitación de asfaltenos con heptano mostró que hasta que se alcanza la concentración critica del inhibidor, no se ve ningún efecto; en la concentración critica y arriba de esta, se ve un efecto dramático ya que de hecho detiene a los asfaltenos de su floculación. Los dispersantes en el mismo estudio, sin embargo, no mostraron ningún efecto en concentraciones críticas y actúan más o menos proporcionalmente a la concentración. Un estudio en algunos inhibidores comerciales mostró que algunos productos no redujeron la presión a la que ocurre la floculación de asfalteno, o el promedio del tamaño de la partícula pero si redujeron la acumulación de partículas en comparación con una muestra que no estaba tratada. Se ha propuesto un modelo termodinámico para la inhibición de precipitación de asfaltenos que trata a los asfaltenos como micelas. La interacción de adsorción entre un asfalteno y su molécula amfifílica (resina natural o aditivo sintético) es considerada el más importante parámetro para la estabilización de las micelas asfalténicas en el crudo. Ya que los inhibidores pueden prevenir la floculación de asfaltenos, se aplican mejor a partir de la presión de punto de burbuja, que comúnmente se encuentra dentro del pozo, pero no en el yacimiento. Los dispersantes pueden ser usados más allá de eso, por ejemplo, donde el inhibidor podría no ser suficiente, los asfaltenos floculados necesitan ser dispersados para prevenir la depositación. Se sabe en general que se usa ya sea un inhibidor o un dispersor, pero no ambos. Como el inhibidor tiene propiedades de dispersante. La clave es lograr que el inhibidor se adsorba en la formación y que no regrese tan rápidamente si no, la vida útil del tratamiento es demasiado cara para el costo. Una muestra de laboratorio mostro que la selección del mejor desempeño de un inhibidor no necesariamente es la mejor opción para inyectar a presión si tiene una pobre adsorción de la roca. La vida de un tratamiento de presión es de 2-6 meses dependiendo de la severidad del problema de asfaltenos. Para ayudar a la adsorción del inhibidor en la roca, se pueden agregar grupos muy polares como los ácidos carboxílicos. Los grupos fosfato podrían ser introducidos a los inhibidores poliméricos, ya que se sabe que adsorben más fuerte que los ácidos carboxílicos.
USO DE SOLVENTES
Los solventes son y continuaran siendo una parte esencial de las herramientas de todo ingeniero para lograr una terminación efectiva, un tratamiento de estimulación o algún trabajo al pozo. Tradicionalmente los solventes más comúnmente usados han sido, xileno, tolueno, nafta aromática y solventes de refinería. (Curtis, 2003) Los solventes son usados primero que nada para limpiar y remover la depositación orgánica y el daño provocado por esta, como el asfalteno y la parafina, de las tuberías y de la matriz de la formación. Los depósitos de parafina se forman debido al decremento en la temperatura.
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Capítulo 2 Generalidades 18
Consecuentemente, hay un potencial de depositación de orgánicos dentro de las tuberías y cerca del pozo en la formación durante toda la vida del pozo: perforación, terminación y trabajos. Históricamente estos depósitos orgánicos han sido tratados con solventes aromáticos, en forma de una limpieza circulante tubular o inyecciones en la matriz de la roca. Los solventes frecuentemente se emulsifican con ácido para crear una dispersión ácido en solvente, usada para remover restos inorgánicos, oxidación, molienda, o cualquier otro agente taponante que ha sido impregnado con hidrocarburos como la parafina, condensado, asfalteno o cualquier otro depósito de aceite. Incluso pozos de inyección de gas o agua pueden sufrir de la depositación de aceite suspendido o lubricantes del compresor que pueden cubrir los depósitos solubles del ácido y actuar como una barrera de difusión. Una limpieza simultanea de tubos o formación se puede alcanzar con la emulsión mientras la fase externa del solvente aromático disperse o disuelva el componente de hidrocarburo, permitiendo a la fase ácida interna reaccionar con el componente inorgánico. Los lavados previos de solvente se usan frecuentemente antes de los tratamientos de ácido, actuando como un espaciador entre el aceite y el ácido. Esta técnica se usa para reducir la formación de emulsiones de películas rígidas de crudos sensibles al contacto de ciertos ácidos, además para disolver depósitos orgánicos y romper bloques de emulsión. Los lavados después de los tratamientos de estimulación también son útiles para romper la resina soluble en aceite o el estado viscoelástico del surfactante, para poder permitir una limpieza más rápida. Finalmente, los solventes se usan ocasionalmente como espaciadores de cementación para pozos perforados con emulsión o con lodos base aceite. Los espaciadores emulsificados agua en aceite que usan solventes aromáticos como fase continua están diseñados para remover la película de aceite de la tubería y de la pared del pozo. El espaciador de solvente emulsificado también trabaja como un dispersante entre las interfaces del lodo y del cemento para evitar la gelatinización y problemas de presión por fricción.
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Capítulo 3 Experimentos de Generación, Remoción y Control de Daño 19
CAPÍTULO 3. EXPERIMENTOS DE DEPOSITACIÓN Y REMOCIÓN DE ASFALTENOS EN
MEDIOS POROSOS
En esta serie de experimentos de flujo a través de medios porosos consolidados de caliza Bedford cortados en forma cilíndrica (tapones) de 1.88 cm (1.5”) de diámetro, longitud entre 5 y 7 cm y partidos a dos medias cañas, se evaluó la capacidad del prototipo Químico 1 disuelto en Xileno, en conjunto con el Químico 2, para remover el daño, reducción de la permeabilidad, provocada por la precipitación de asfaltenos forzada por la inyección de pentano. Los desplazamientos se hicieron a gastos de 1 mL/min, con el portanúcleos a temperatura de 130°C ± 5°C, presión manométrica de salida entre 2000 y 2500 psi y presión de sobrecarga de 1000 psi por encima de la presión de flujo. Los experimentos tuvieron la siguiente secuencia:
Obtención de la permeabilidad del núcleo.
Generación de daño por precipitación de asfaltenos en el núcleo a partir de una mezcla con solución de asfaltenos en xileno y precipitante (pentano).
Remoción del daño mediante diferentes sistemas de limpieza.
Las pruebas se repitieron varias veces para verificar la reproducibilidad de los resultados.
CARACTERÍSTICAS DEL MEDIO POROSO, EL ACEITE Y LOS SISTEMAS QUÍMICOS
MUESTRAS DEL MEDIO POROSO
Los tapones cortados de núcleos de roca representativa de la formación productora de donde proviene el aceite utilizado en este estudio están formados por al menos 90% de carbonato de calcio-magnesio, CaMg(CO3)2, mineral conocido comúnmente como dolomía o dolomita, con alguna cantidad de cuarzo. Estos tapones presentaron permeabilidades y porosidades en pruebas con helio muy bajas, (K < 0.15 mD, Φ < 5%), lo que impidió considerarlos para las pruebas de desplazamiento. En su lugar, para los experimentos de desplazamiento se utilizaron tapones de caliza Bedford (Imagen 2) cuya composición mineral determinada por difracción de rayos X es 100% Calcita (CaCO3), los cuales tienen permeabilidades y porosidades aceptables (K > 12 mD, la mayoría alrededor de 20 mD, Φ ~ 18%).
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Capítulo 3 Experimentos de Generación, Remoción y Control de Daño 20
Imagen 1 Caliza Bedford
Para incrementar la permeabilidad de los tapones de caliza Bedford, y simular de una manera muy simple la naturaleza fracturada de las formaciones de carbonatos, los tapones se partieron en dos medias cañas, a una de las cuales se le ha hecho un pequeño canal (Imagen 2).
MUESTRA DE ACEITE
El aceite crudo utilizado en las pruebas de desplazamiento proviene de muestras recuperadas a boca de pozo a las que se les determinó su composición, densidad y viscosidad que se presentan en las tablas 1 y 2.
Aceite 1 Saturados %peso
Aromáticos %peso
Resinas %peso
Asfaltenos %peso
Inorgánicos %peso
Ceras%peso
Aceite 71.53 17.68 10.53 0.25 0.01 4.4
Sólidos en suspensión
(sedimentos) %peso
Agua %vol
Aceite 9.9 0.0
Tabla 1 Características del aceite muerto 1
La densidad del aceite a temperatura ambiente se presenta en la tabla 2 y la curva de viscosidad en función de la temperatura a presión constante (146.2 bar) en la figura 7 Muestra ρ (kg/m3) API
Aceite 1 844.5 35.3
Tabla 2 Densidad y grado API
Imagen 2 Canal grabado
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Capítulo 3 Experimentos de Generación, Remoción y Control de Daño 21
Figura 8 Isobara de viscosidad (146.2 bar) y densidad a 20°C del aceite muerto 1
SISTEMAS QUÍMICOS
Para generar el daño en el medio poroso se utilizó n-heptano, n-pentano y n-hexano grado reactivo como fluidos precipitantes de asfaltenos, en conjunto con una solución de asfaltenos en xileno al 3% peso como fuente de asfalteno. Los cuales se inyectaron en diferentes secuencias y volúmenes en las pruebas realizadas.
Daño
Vol (VP)
Remojo (Hrs)
Entrada Salida Producto ∆P = 1000psi
Etapa 1 2 0 Precipitante 0.5
Etapa 2 1 1 Solución de asfaltenos 0.5
Etapa 3 1 1 Precipitante 0.5
Presión de remojo = 1000 psi arriba de la presión de flujo
Para la remoción del daño se utilizaron 3 sistemas químicos. El sistema 0 compuesto únicamente por xileno grado reactivo o industrial como fluido de remoción de daño. El sistema 1 consistió en una secuencia de soluciones de producto químico 1 (PQ1) y producto químico 2 (PQ2) disueltos en xileno. La solución de PQ1 tiene una concentración de 10,000 mg/L y la del PQ2 de 20,000 mg/L. En el sistema 2 se utilizó una mezcla de 75%PQ2 y 25%PQ1 disuelta en xileno a 20,000mg/L. En el sistema 3 se utilizó tal como se recibió un producto químico comercial a base de xileno con una concentración reportada
0
1
2
3
4
5
6
7
8
275 300 325 350 375 400 425
Temperatura, K
,
cP
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de 2% de compuesto activo con propiedades dispersantes, 92% de xileno y el resto de otros componentes.
Sistema 0
Vol (VP)
Tiempo de
Remojo (Hrs)
Entrada Salida Producto
Etapa 1 2 4 Xileno 1
Presión de remojo = 1000 psi arriba de la presión de flujo
Sistema 1
Vol (VP)
Tiempo de
Remojo (Hrs)
Entrada Salida Producto
Etapa 1 2 2 PQ2 1
Etapa 2 2 2 PQ1 3
Etapa 3 2 2 PQ2 1
Presión de remojo = 1000 psi arriba de la presión de flujo
Sistema 2
Vol (VP) Producto Tiempo de
Remojo (Hrs)
Entrada Salida PQ2/PQ1
Etapa 1 2 4 75/25 3
Presión de remojo = 1000 psi arriba de la presión de flujo
Sistema 3
Vol (VP) Producto Tiempo de
Remojo (Hrs)
Entrada Salida
Etapa 1 2 4 Comercial 3
Presión de remojo = 1000 psi arriba de la presión de flujo
El PQ1 es un líquido zwitteriónico del tipo polialquenileter con propiedades modificadoras de mojabilidad e inhibidoras de la depositación de orgánicos pesados. El PQ2 es una poli-isobutilsucsinimida, con propiedades dispersantes e inibidoras de la agregación de asfaltenos. Ambos productos son desarrollos del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) en proceso de solicitud de patente, por lo que no se describe la naturaleza molecular de ellos.
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METODOLOGÍA
SISTEMA EXPERIMENTAL
Los experimentos de desplazamiento de fluidos realizados para medir la permeabilidad del medio poroso en los diferentes procesos de daño y remoción se realizaron en el sistema de flujo que se muestra en la figura 8.
H
X
N
J
X .- Cilindro contenedor de producto delimpieza o dañoA.- Transductor de P de entradaB.- Bomba de Desp. PositivoC.- Transductor de P de salidaD.- Transductor de P de sobrecargaE.- Transductor de P de BPR (BackPressure Regul.)
A
B
B
B
CD
E
F
G
I
F.- Regulador de P de retorno (BPR)G.- FiltroH.- Contenedor de aceiteI.- Salida de líq. del núcleoJ.- AguaN.- Contenedor de nitrógeno
Figura 9 Diagrama del sistema experimental
El tapón o medio poroso se coloca dentro de un tubo de elastómero (vitón en este caso) llamado manga, la cual tiene la función de sujetar el tapón e impedir el flujo a través de su superficie perimetral asegurando que solamente se tendrá flujo en dirección longitudinal del tapón. El portanúcleos tiene dos difusores que sujetan el tapón, uno por la cara de entrada que tiene la función de distribuir el fluido de manera radial en toda su superficie, y otro por la cara de salida que tiene la función de recolectar el flujo que sale por la
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Capítulo 3 Experimentos de Generación, Remoción y Control de Daño 24
superficie de esta cara. La flexibilidad de la manga permite que la presión de sobrecarga se transfiera a la superficie perimetral del tapón para evitar el flujo a través y por sobre esta superficie. El espacio anular entre la manga y el portanúcleos se llena con agua bidestilada para generar la presión de sobrecarga, la cual se distribuye tanto radialmente sobre la superficie perimetral del tapón como transversalmente sobre uno de los difusores que sujetan las caras de entrada y salida del tapón
Figura 10 Presión aplicada en el difusor y en la manga, provocando la presión de sobrecarga en el tapón
La caída de presión entre la entrada y la salida del tapón se monitorea usando dos transductores de presión. La magnitud de la diferencial de presión depende de la permeabilidad de la muestra que se está evaluando. La señal de los transductores se transmite directamente a una computadora que registra de manera continua la presión de cada uno. Los fluidos se inyectan al tapón utilizando una bomba de desplazamiento positivo con dos pistones que operan de manera coordinada para asegurar un flujo continuo sin pulsaciones con un gasto constante. Tanto el portanúcleos como el contenedor de aceite y la tubería que los une están rodeados cada uno por una cinta eléctrica de calentamiento controlada por un reóstato, envueltos por cintas de fibra de material aislante para mantener la temperatura constante y con el mismo valor en los tres elementos. Para asegurar una presión constante a la salida del tapón, similar a la presión de yacimiento de donde procede el aceite 1 (2000-2500 PSI), se utiliza un regulador de presión de retorno o BPR (Back Pressure Regulator) el cual es simplemente una válvula que sólo se abre cuando la presión de flujo supera la presión interna del propio regulador, la cual se genera por el gas contenido en la cámara de presión de este elemento. Entre el transductor de presión de salida y el regulador de presión de retorno se tiene un
filtro de alta presión con un elemento filtrante de celulosa de tamaño de poro de 4 m
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Capítulo 3 Experimentos de Generación, Remoción y Control de Daño 25
cuya función es retener las partículas sólidas que salen del tapón para evitar daño o mal funcionamiento del regulador de presión.
En todas las pruebas se utilizó un flujo de 1mL/min el cual genera un patrón de flujo
laminar que nos permite aplicar la ley de Darcy para determinar la permeabilidad del
medio poroso en los diferentes experimentos.
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Capítulo 3 Experimentos de Generación, Remoción y Control de Daño 26
En la tabla 3 se presentan los parámetros involucrados en el cálculo del número de
Reynolds a partir de la ecuación 1.2 para las condiciones de estos experimentos, cuyo
valor fue de 0.012 que de acuerdo a la figura 3 está dentro del intervalo de flujo laminar.
Diámetro 3.774 cm
Largo 5.88 cm
Área transversal 11.18651189 cm^2
Volumen total 65.77668992 cm^3
Porosidad 0.181 fracción
Volumen poroso 11.90558087 cm^3
Flujo Volumétrico 1.1 cm^3/min 0.018333333 cm^3/s
Velocidad Darcy 0.001638878 cm/s 1.63888E-05 m/s
Velocidad lineal media 0.009054577 cm/s 9.05458E-05 m/s
Tortuosidad 0.9 fracción
Velocidad "real" entre poros 0.010060641 cm/s 0.000100606 m/s
Diametro de poro 2.024758652 cm^2
Densidad 0.86 g/cc
Viscosidad 0.7 cp
Re 0.012360216 La velocidad de Darcy se calcula = Flujo volumétrico / Área transversal Velocidad lineal media = Velocidad Darcy / porosidad Velocidad real entre poros = Velocidad lineal / Tortuosidad
Tabla 3 Datos para el cálculo del número de Reynolds
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Capítulo 3 Experimentos de Generación, Remoción y Control de Daño 27
RESULTADOS Y DISCUSIÓN
EXPERIMENTOS PRELIMINARES
En esta sección se describen algunos experimentos que sirvieron de base para establecer
el método utilizado para generar el daño y evaluar la capacidad de los productos químicos
para removerlo.
En todas estas pruebas el tapón fue añejado en aceite a una presión de 1500 PSI por 4
semanas a una temperatura de 150° C y se partió a dos cañas como se muestra en la
imagen 3.
Imagen 3 Tapón a dos cañas
Se midió la permeabilidad de este tapón al aceite crudo siguiendo el procedimiento B (ver
anexo D) resultando una permeabilidad promedio de 61.39 mD. Se intentó provocar un
daño con heptano como precipitante y el propio aceite como fuente de asfaltenos, lo cual
no tuvo éxito debido a la baja concentración de asfaltenos de este aceite y a la
permeabilidad del tapón, por lo cual se decidió utilizar una solución de asfaltenos al 3% en
xileno como fuente concentrada de asfaltenos (procedimiento C1), y como precipitante se
usa pentano (ya que por ser un alcano más ligero precipita una mayor cantidad de
asfaltenos) la permeabilidad resultante después de aplicar este procedimiento para
generar el daño fue de 39mD en promedio (ver gráfico 1). La permeabilidad disminuyó
aproximadamente al 60%; esto significa que se generó un daño del 40% en el medio
poroso.
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Capítulo 3 Experimentos de Generación, Remoción y Control de Daño 28
El siguiente experimento fue la remoción de daño para lo cual se utilizó el procedimiento
de limpieza (D1) con xileno como producto de limpieza La siguiente gráfica muestra los
resultados en permeabilidad de los tres procedimientos:
Gráfico 1 Comparativa de limpieza con xileno, el daño y la permeabilidad original
El patrón de triangulo azul es la permeabilidad intrínseca a la roca, el cuadro rojo la
permeabilidad después del daño provocado por los asfaltenos precipitados en la cara
frontal del núcleo, y el rombo verde la permeabilidad resultante del procedimiento de
limpieza con xileno.
De acuerdo a estos resultados el procedimiento C1 utilizado para generar el daño resulto
efectivo ya que reduce la permeabilidad de forma significativa, mientras que el
procedimiento de limpieza que se utilizó no es el adecuado ya que no hubo un aumento
considerable de la permeabilidad. Esto se atribuye a que el volumen de disolvente
utilizado para desplazar el disolvente que estuvo en remojo dentro del tapón, 25 mL
(equivalente aproximadamente a 2 VP) no fue suficiente para sacar de los espacios de
flujo del tapón todo el asfalteno depositado, por lo que cuando inicia el flujo de aceite el
depósito asfalténico no removido pero parcialmente disuelto es empujado al interior del
tapón en la dirección del flujo lo que causa de nuevo la obstrucción. Después de varias
pruebas se encontró que era necesario desplazar, al terminar el tiempo de remojo, un
volumen de 50 mL (entre 4 y 5 VP) del disolvente para completar la limpieza.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00
k con Xileno
Daño
k original
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Capítulo 3 Experimentos de Generación, Remoción y Control de Daño 29
En otro experimento se inicia con una permeabilidad de 37 mD después de una limpieza
con el sistema 0 y se observa que el daño se genera únicamente por el flujo de aceite.
(gráfico 2).
Gráfico 2 Daño por flujo de aceite después de sistema 0
Se puede observar una pendiente marcada de decaimiento en la permeabilidad con
respecto a los volúmenes de poro de aceite lo que provocó una permeabilidad final de
alrededor de 20 mD. Al término de la prueba se generó un daño forzado con el
procedimiento C1, lo cual generó una caída adicional de la permeabilidad. Se puede
observar en el gráfico 3 que la permeabilidad en promedio tiene un valor de 10.46 mD
pero los últimos valores registran aproximadamente 4 mD debido a un bloqueo repentino
de los espacios de flujo.
y = -0.1741x + 35.9920102030405060708090
0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00 90.00
k (mD)
VP
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Capítulo 3 Experimentos de Generación, Remoción y Control de Daño 30
Gráfico 3 Daño irremediable
Se intentó con diferentes procesos retirar este daño; fue imposible. Entonces, si se tiene
una permeabilidad de 60 mD, y se llega a un daño del 70%, el siguiente procedimiento
debe ser de limpieza, en caso contrario, se corre el riesgo de dejar el tapón inservible.
Cuando se llega a permeabilidades tan bajas, en este caso 7% de la permeabilidad original,
se observa que no importa el sistema químico que se utilice, el medio ya no puede ser
limpiado, no se restaura la permeabilidad debido a que el producto de limpieza no puede
llegar a los canales de flujo en la zona dañada porque los sedimentos bloquean las
gargantas de los poros. Así mismo se debe tener cuidado en campo, pues si el pozo tiene
problemas de depositación y se retrasan las limpiezas podría llegar el momento en el que
requerirá de operaciones más complejas y costosas, ya que si se cierran los espacios de
flujo no habrá por donde el producto químico entre, reaccione y disuelva el daño
orgánico.
En otro experimento con otro tapón se intentó provocar depositación desde la cara
opuesta al flujo normal del aceite (cara de salida) inyectando el fluido precipitante en
dirección contraria utilizando diferentes concentraciones de asfaltenos, diferentes
precipitantes, incluso un aceite pesado (20° API) con contenido alto de asfaltenos (10%).
Sin embargo no fue posible causar un daño de esta forma, debido a que el daño se forma
principalmente en la cara de salida del medio poroso y cuando el flujo de aceite que entra
por la cara más limpia (de entrada) termina expulsando o arrastrando fuera del tapón los
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00 35.00 40.00
k (mD)
VP
Permeabilidad promedio= 10.46mD
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Capítulo 3 Experimentos de Generación, Remoción y Control de Daño 31
asfaltenos que estaban adheridos en la cara de salida y de esa forma el propio aceite
remueve el daño generado.
Por otra parte, si la solución de asfaltenos y el precipitante se inyectan en la dirección del
flujo del aceite como se hizo en los primeros experimentos descritos (gráficos 1 a 3),
entonces el daño se forma principalmente en la cara del tapón por donde entra el flujo y
se distribuye de ahí hacia el interior del tapón de tal forma que cuando el aceite entra en
esa dirección, el daño se profundiza porque el propio aceite empuja las partículas. Si no
llega a taparse por completo, las partículas cruzan el medio poroso y son expulsadas, lo
cual raramente ocurre.
En otro tapón que tuvo de inicio una permeabilidad muy baja de 7 mD (gráfico 4). El solo
flujo de aceite generó un decaimiento en la permeabilidad. Dentro del mismo
experimento se realizó un cambio en el gasto, y se observó una variación en la pendiente.
Cuando el medio poroso tiene una permeabilidad suficientemente baja como por ejemplo
este tapón, el flujo del aceite a condiciones de temperatura y presión alta, sí se puede
generar un daño por la precipitación de las partículas orgánicas contenidas en el aceite, y
la velocidad a la que se genera el daño se ve incrementada a un gasto menor. Se tiene que
la depositación de asfaltenos ocurre en mayor medida cuando se encuentra en un canal
muy pequeño. Si la velocidad de corte es alta las partículas son desplazadas (no son
retenidas) hasta un cierto punto, si la velocidad de flujo disminuye, entonces la velocidad
de corte es menor y se pueden depositar más partículas. En este caso cuando se redujo el
gasto de 1 a 0.6 mL/min, la tasa de disminución de permeabilidad casi se cuadruplicó
pasando de -0.007 a -0.027 mD/VP.
Gráfico 4 Medición de la permeabilidad original a diferentes gastos con una pendiente de decaimiento
y = -0.0079x + 6.2033
y = -0.0277x + 7.6816
0
2
4
6
8
10
12
14
0 20 40 60 80 100 120
k (mD)
VP
q=1mL/min
q=0.6mL/min
Permeabilidad promedio= 5.45mD
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Capítulo 3 Experimentos de Generación, Remoción y Control de Daño 32
EXPERIMENTOS FINALES
En este caso se utilizó un tapón limpio (sin añejamiento), se midió su permeabilidad con el
xileno a temperatura ambiente que resultó de 4mD.
Esta permeabilidad es muy baja para los experimentos
de daño por lo que se procedió a hacer el corte con el
que se simula una fractura partiendo al núcleo en dos
y en este tapón se realizó un desgaste de
aproximadamente 5mm de ancho a lo largo de la cara
de una de las medias cañas, en vez del canal
presentado en la imagen 3. La permeabilidad al xileno
con la nueva configuración es de 16mD.
Se llevó el sistema a la temperatura del experimento (130°C ±3°).
En esta secuencia de experimentos se realizaron siguiendo una secuencia de generación
de daño mediante el procedimiento C3 seguido de la remoción del daño aplicando el
procedimiento de limpieza D2 y/o utilizando los diferentes sistemas químicos que se
evaluaron.
Imagen 4 Desgaste al tapón
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Gráfico 5 Efecto de la remoción de daño con los sistemas 0 (xileno), 1 y 2
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Gráfico 6 Efecto de la remoción de daño con variantes del sistema 2
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Gráfico 7 Comparación de todos los sistemas
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Gráfico 8 Efecto de la remoción parcial del daño con el sistema 2
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Capítulo 3 Experimentos de Generación, Remoción y Control de Daño 37
En el gráfico 5 se tiene el resultado de las pruebas donde se evaluó el desempeño de los
sistemas 0, 1 y 2 para remover el daño generado. El primer daño causado fue del 87.83%
de la permeabilidad inicial, el sistema 1 (que es una secuencia de inyección del PQ2
seguido de PQ1, y una última inyección de PQ2, ver tabla QQQ), recuperó la
permeabilidad en un 86.2% de la permeabilidad de referencia, que es la inicial del tapón
antes del primer proceso de daño.
Después de la aplicación del sistema de limpieza 1 el siguiente proceso de daño generó
una menor reducción de la permeabilidad, con respecto al primero, ya que éste llegó sólo
hasta una reducción del 60% de la permeabilidad de referencia, esto podría atribuirse a la
acción de los PQ 1 y 2 para controlar la depositación de asfalteno. A esto siguió la limpieza
con xileno (sistema 0) lográndose una recuperación del 35% dejando la permeabilidad en
un 76% de la de referencia.
Se provocó un tercer daño y se llego hasta un 52.36% de la permeabilidad de referencia,
para la remoción de este daño se utilizó el sistema 2 que permitió restaurar la
permeabilidad al 100% del valor de referencia.
Comparando el resultado de las tres limpiezas presentadas en el gráfico 5 se puede
concluir que el sistema 2 tuvo un mejor desempeño en cuanto a la restauración de la
permeabilidad de referencia, pero si se observa el incremento de la permeabilidad
obtenido en cada una de las limpiezas respecto a la permeabilidad del medio poroso
dañado, el sistema 1 es el más eficiente ya que logró un incremento de permeabilidad de
37.61 mD, mientras que el incremento logrado con el sistema 2 fue de 22.8 mD.
En la gráfica 6 se comparan variaciones al procedimiento original de remoción de daño
utilizando el sistema químico 2, estas variaciones corresponden a cambios en el tiempo de
remojo, la concentración de productos químicos y el volumen de solución utilizada para
desplazar el fluido dentro del tapón después del remojo.
La primera curva de permeabilidad después del daño es resultado de la limpieza aplicada
con el sistema 2 (Mezcla 75% / 25% del PQ2 y PQ1) de poro de volumen desplazado a la
salida del remojo. La permeabilidad obtenida con la limpieza fue de 43.2mD
correspondiente a una recuperación de 22.8 mD respecto a la permeabilidad del medio
poroso dañado. En la siguiente limpieza el tiempo de remojo se redujo a 1.5hrs, en este
caso la recuperación de la permeabilidad fue de 10.34mD, menos de la mitad de la
permeabilidad recuperada con el doble de tiempo de remojo. La tercer limpieza se hizo
también con hora y media de remojo, pero ahora se duplicó la concentración de la mezcla
de productos químicos llevándola al 4%. La permeabilidad resultante es prácticamente la
misma que en el caso anterior, esto significa que el tiempo de remojo del producto
R. Kenneth Ramos L.
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Capítulo 3 Experimentos de Generación, Remoción y Control de Daño 38
químico dentro del medio poroso tiene un mayor impacto en el desempeño del
tratamiento que la concentración del producto.
En la cuarta limpieza se utilizó de nuevo el sistema 2 con las mismas condiciones que se
utilizaron en la primera limpieza a fin de corroborar el desempeño obtenido previamente.
Se observó que efectivamente logró restablecer la permeabilidad al valor que se tuvo en
la primera limpieza.
En el quinto experimento de limpieza se redujo en un 50%, (de 4VP a 2VP) el volumen de
solución utilizado para desplazar la solución en remojo. Después de esta limpieza en los
primeros 15 volúmenes de poro de aceite desplazado la permeabilidad alcanzó valores
similares o superiores a los obtenidos en la primera limpieza, sin embargo a partir de este
volumen la permeabilidad comenzó a reducirse drásticamente y a presentar un
comportamiento irregular de incrementos y decrementos conforme se desplazaba el
aceite a través del tapón dando como resultado una permeabilidad promedio de sólo
30.63 mD. A continuación se hizo una sexta limpieza con el sistema 2 original, lo que de
nuevo resultó en una recuperación de la permeabilidad promedio similar a la obtenida en
la primera limpieza.
En el gráfico 8 se ve con mayor detalle el comportamiento de la permeabilidad cuando se
utilizó el 50% del volumen de solución para desplazar el remojo. La caída de
permeabilidad observada después de 15 VP de aceite desplazado se puede atribuir a que
el volumen de disolvente utilizado para desplazar el remojo no fue suficiente para sacar
de los espacios de flujo del tapón todo el asfalteno depositado, por lo que cuando inicia el
flujo de aceite el depósito asfalténico parcialmente disuelto es empujado al interior del
tapón en la dirección del flujo causando de nuevo la obstrucción; sin embargo, el mismo
flujo va expulsando el material asfalténico del tapón lo que provoca el incremento
repentino en la permeabilidad que vuelve a disminuir cuando el material que no ha sido
expulsado se desplaza hacia otros canales de flujo bloqueándolos. Este mecanismo se
repite impulsado por el empuje del aceite lo que se observa en la gráfica como un
aumento y disminución periódicos de la permeabilidad.
En el gráfico 7 se tiene una comparación de todos los sistemas (0, 1, 2) y un sistema de
limpieza (3) que se encuentra en el mercado actualmente. Se observa un comportamiento
similar al gráfico 5 en cuanto a los sistemas 0, 1 y 2, mientras que el sistema 3 muestra un
mejor desempeño en cuanto a la recuperación de la permeabilidad.
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Conclusiones 39
CONCLUSIONES
- En el caso de los medios porosos y el aceite crudo utilizados en los experimentos
realizados, no fue posible generar un daño al medio poroso mediante el sólo flujo
de aceite a las condiciones de temperatura de 130°C y presión de 2000 a 2100 psi,
cuando la permeabilidad inicial al aceite del tapón de caliza fue mayor de 25 mD.
Esto se explica en función de que a mayor permeabilidad mayores son los canales
de flujo y las partículas de asfalteno que son trasportadas por el aceite aun cuando
pudieran adherirse a las paredes de los canales la reducción del diámetro de estos
no es suficiente para afectar el flujo, además que la película de asfalteno que
pudiera formarse es erosionada por el mismo flujo. En cambio, cuando la
permeabilidad es baja y los canales de flujo son estrechos, diámetro hidráulico
reducido, el efecto de la adhesión o entrampamiento de la partículas de asfaltenos
a la pared es mucho más significativo, aun cuando estas partículas sean
relativamente escasas o de tamaño reducido (lo suficiente para mantenerse
suspendidas en el aceite) por lo que la permeabilidad disminuye rápidamente.
Recordar que el radio del canal de flujo tiene un efecto a la cuarta potencia sobre
el gasto, para una presión, longitud y viscosidad dadas:
(Ecuación obtenida a partir de la ecuación de Darcy ecuación 1.1)
Por lo anterior cuando el flujo de aceite no daña la permeabilidad del medio
poroso es necesario inducir la precipitación forzada de asfaltenos dentro de este
utilizando un agente precipitante, en este caso un alcano ligero.
- Cuando el daño se hace muy severo, la posibilidad de una restauración de la
permeabilidad se hace más difícil, ya que los canales de flujo del producto de
limpieza quedan bloqueados y esto no permite el contacto con la zona dañada,
impidiendo la limpieza, hasta llegar a ser imposible. De acuerdo a los resultados
presentados, para medios porosos con permeabilidades iniciales entre 50 y 70 mD,
no es recomendable que la permeabilidad se reduzca más allá del 35% de su valor
inicial a riesgo de generar un daño irreversible.
- En los experimentos de daño por precipitación forzada de asfaltenos no fue posible
generar un daño apreciable al inducir la precipitación en la cara de salida (en
referencia la dirección normal de flujo de aceite) del tapón, debido a que el flujo
de aceite arrastró hacia afuera del tapón el asfalteno depositado. La precipitación
L
PrQ
8
4
R. Kenneth Ramos L.
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Conclusiones 40
debe realizarse por la cara de entrada, de esta forma el flujo de aceite tiende a
arrastrar consigo las asfaltenos precipitados hacia el interior del tapón
incrementando la profundidad del daño.
- Cuando se altera el gasto existe la posibilidad de una variación en la velocidad de
generación del daño, debido a que si la velocidad de corte es alta (mayor gasto),
las partículas son desplazadas a través de los canales de flujo venciendo su fuerza
de adherencia a las paredes. La rapidez con que se genera el daño es mayor
cuando se reduce el gasto y menor a gastos mayores.
- En la comparación de los sistemas 0, 1 y 2, el sistema 1 logra obtener el mejor
desempeño en cuanto a recuperación de la permeabilidad, mientras que el sistema
2 recupera la permeabilidad al 100%, entonces, como el sistema 1 requiere de
12VP de producto y aproximadamente 7 horas de aplicación, se recomienda
utilizar el sistema 1 en pozos que se encuentran con un daño grave, mientras que
el sistema 2, que toma 4 horas de aplicación y 6VP de producto químico, se puede
utilizar en limpiezas con un daño ligero. Ambos sistemas mostraron un desempeño
mucho mayor que el sistema 0 (sistema que utiliza xileno como producto de
limpieza únicamente).
- La comparación de diferentes variantes del sistema 2 nos indica que el sistema 2
con 3 horas de remojo, 4VP de desalojo, y 2% de concentración, es la variante
óptima para este sistema, pues las demás no resultaron tan efectivas en la
recuperación de la permeabilidad o remoción del daño.
- En una comparación general de los sistemas de limpieza incluyendo a un sistema 3
que es un producto comercial aplicado de la misma forma que el sistema 2, se
tiene un ventaja por el producto comercial, quedando el sistema 1 un poco atrás.
La diferencia con el sistema 3 es que el sistema 1 y el sistema 2 contienen un
producto que se queda adherido a la roca, y el producto comercial no. Con los
sistemas 1 o 2 se espera que el efecto de las limpiezas sea de mayor duración que
con el sistema 3 (producto comercial).
R. Kenneth Ramos L.
Estudio sobre la depositación y remoción de asfaltenos durante el flujo a través de medios porosos.
Bibliografía 41
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Estudio sobre la depositación y remoción de asfaltenos durante el flujo a través de medios porosos.
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66. Wang, F .H.L.: -Effect of Wettability Alteration on Water/Oil Relative Permeability Dispersion and Flowable Saturation in Porous Media", SPE Res Eng, (May 1988).
R. Kenneth Ramos L.
Estudio sobre la depositación y remoción de asfaltenos durante el flujo a través de medios porosos.
Anexos 44
ANEXO A INDICE DE TABLAS, FIGURAS Y GRÁFICOS
Figura 11 Depositación en TP 2
Figura 12 Depositación en roca 2
Figura 13 Limites de la Ley de Darcy según el número de Reynolds 7
Figura 14 Taponamiento de gargantas debido a los asfaltenos. (Leontaritis, 1994) 10
Figura 15 Puntos de ebullición 11
Figura 16 Proceso de agregación o floculación que concluye en adsorción 14
Figura 17 Envolvente de Precipitación de Asfaltenos (EPA) 15
Figura 18 Isobara de viscosidad (146.2 bar) y densidad a 20°C del aceite muerto 1 21
Figura 19 Diagrama del sistema experimental 23
Figura 20 Presión aplicada en el difusor y en la manga 24
Imagen 5 Caliza Bedford 20
Imagen 6 Canal grabado 20
Imagen 7 Tapón a dos cañas 32
Tabla 4 Características del aceite muerto 1 20
Tabla 5 Densidad y grado API 20 27
Tabla 6 Datos para el cálculo del número de Reynolds 26
Gráfico 9 Comparativa de limpieza con xileno, el daño y la permeabilidad original 28
Gráfico 10 Daño por flujo de aceite después de sistema 0 29
Gráfico 11 Daño irremediable 30
Gráfico 12 Medición de la permeabilidad original a diferentes gastos 31
Gráfico 13 Efecto de la remoción de daño con los sistemas 0 (xileno), 1 y 2 32
Gráfico 14 Efecto de la remoción de daño con variantes del sistema 2 33
Gráfico 15 Comparación de todos los sistemas 34
Gráfico 16 Efecto de la remoción parcial del daño con el sistema 2 35
R. Kenneth Ramos L.
Estudio sobre la depositación y remoción de asfaltenos durante el flujo a través de medios porosos.
Anexos 45
Tie
mp
oV
PTie
mp
oP
man
1P
man
2Δ
PΔ
Pq
qμ
LA
k
(min
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00
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01
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00
0.0
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0.7
5.8
10.5
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0.9
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6
10.
1060
148.
1900
0214
7.97
0001
0.2
20
00
.217
11
.100
00
0.0
18
0.7
5.8
10.5
80
.032
39
93
2.3
98
6
20
.19
12
01
48
.99
00
05
14
8.8
09
99
80
.18
00
0.1
77
71
.10
00
00
.01
80
.75
.81
0.5
80
.03
95
97
39
.59
70
30.
2918
014
9.47
0001
149.
2899
930
.180
00
.177
71
.100
00
0.0
18
0.7
5.8
10.5
80
.039
59
73
9.5
96
7
40.
3824
014
9.63
9999
149.
4600
070
.180
00
.177
61
.100
00
0.0
18
0.7
5.8
10.5
80
.039
60
03
9.6
00
3
50
.48
30
01
49
.16
99
98
14
8.9
90
00
50
.180
00
.177
61
.100
00
0.0
18
0.7
5.8
10.5
80
.039
60
03
9.6
00
0
60.
5736
014
9.35
0006
149.
1699
980
.180
00
.177
71
.100
00
0.0
18
0.7
5.8
10.5
80
.039
59
73
9.5
96
7
70
.67
42
01
49
.33
99
96
14
9.1
60
00
40
.18
00
0.1
77
61
.10
00
00
.01
80
.75
.81
0.5
80
.03
96
00
39
.60
03
80.
7748
014
9.30
0003
149.
1300
050
.170
00
.167
81
.100
00
0.0
18
0.7
5.8
10.5
80
.041
92
84
1.9
28
3
90
.86
54
01
49
.33
00
02
14
9.1
49
99
40
.18
00
0.1
77
71
.10
00
00
.01
80
.75
.81
0.5
80
.03
95
97
39
.59
67
10
0.9
66
00
14
9.3
09
99
81
49
.11
00
01
0.2
00
00
.197
41
.100
00
0.0
18
0.7
5.8
10.5
80
.035
63
93
5.6
39
2
111.
0566
014
9.14
9994
148.
9600
070
.190
00
.187
51
.100
00
0.0
18
0.7
5.8
10.5
80
.037
51
73
7.5
16
9
12
1.1
57
20
14
9.0
89
99
61
48
.88
99
99
0.2
00
00
.19
74
1.1
00
00
0.0
18
0.7
5.8
10
.58
0.0
35
63
93
5.6
39
2
131.
2478
014
9.27
9999
149.
0899
960
.190
00
.187
51
.100
00
0.0
18
0.7
5.8
10.5
80
.037
51
43
7.5
13
8
14
1.3
48
40
14
9.7
59
99
51
49
.55
99
98
0.2
00
00
.19
74
1.1
00
00
0.0
18
0.7
5.8
10
.58
0.0
35
63
93
5.6
39
2
151.
4390
014
9.88
0005
149.
6699
980
.210
00
.207
31
.100
00
0.0
18
0.7
5.8
10.5
80
.033
94
03
3.9
40
4
161.
5396
015
0.05
9998
149.
8500
060
.210
00
.207
21
.100
00
0.0
18
0.7
5.8
10.5
80
.033
94
33
3.9
42
9
17
1.6
31
02
01
50
.35
00
06
15
0.1
49
99
40
.20
00
0.1
97
41
.10
00
00
.01
80
.75
.81
0.5
80
.03
56
37
35
.63
65
181.
7210
8015
0.53
9993
150.
3300
020
.210
00
.207
21
.100
00
0.0
18
0.7
5.8
10.5
80
.033
94
33
3.9
43
0
19
1.8
21
14
01
50
.64
99
94
15
0.4
40
00
20
.21
00
0.2
07
21
.10
00
00
.01
80
.75
.81
0.5
80
.03
39
43
33
.94
29
201.
9112
0015
0.97
9996
150.
7599
950
.220
00
.217
11
.100
00
0.0
18
0.7
5.8
10.5
80
.032
39
93
2.3
98
6
212.
0112
6015
1.25
9995
151.
0399
930
.220
00
.217
11
.100
00
0.0
18
0.7
5.8
10.5
80
.032
39
83
2.3
98
5
22
2.1
01
32
01
51
.61
99
95
15
1.4
19
99
80
.200
00
.197
41
.100
00
0.0
18
0.7
5.8
10.5
80
.035
63
93
5.6
39
2
232.
2013
8015
1.75
151.
5399
930
.210
00
.207
31
.100
00
0.0
18
0.7
5.8
10.5
80
.033
94
03
3.9
40
4
24
2.3
01
44
01
51
.91
00
04
15
1.6
99
99
70
.21
00
0.2
07
31
.10
00
00
.01
80
.75
.81
0.5
80
.03
39
40
33
.94
04
252.
3915
0015
2.24
0005
152.
0399
930
.200
00
.197
41
.100
00
0.0
18
0.7
5.8
10.5
80
.035
63
73
5.6
36
5
262.
4915
6015
2.41
0004
152.
1999
970
.210
00
.207
31
.100
00
0.0
18
0.7
5.8
10.5
80
.033
94
03
3.9
40
4
ANEXO B EJEMPLO DE TABLA DE DATOS
Los datos obtenidos son el tiempo en segundos y la presión del manómetro 1 y 2 (Tiempo
(s), Pman1, Pman2) los datos que son constantes son el gasto, la viscosidad, la longitud del
núcleo, el área, mientras que se calculan a cada par de datos, la diferencial de presión, el
tiempo en minutos, los volúmenes de poro, y la permeabilidad.
R. Kenneth Ramos L.
Estudio sobre la depositación y remoción de asfaltenos durante el flujo a través de medios porosos.
Anexos 46
ANEXO C PRUEBAS AL SISTEMA
Prueba multigasto: Consiste en medir la presión de entrada y de salida como se
acostumbra, para obtener el valor de la permeabilidad, pero teniendo en cuenta
cambios en el gasto a intervalos dados, tomando nota del inicio y final de cada
intervalo para cambiar ese valor dentro de la ecuación de Darcy. Después de
obtener los datos a diferentes intervalos con diferentes gastos se grafican las
permeabilidades resultantes con cada gasto. El propósito de esta prueba es
verificar si se obtiene el valor constante de la permeabilidad, pues al no provocarse
daño, se espera que sea lineal y muy cerca a una recta horizontal.
Prueba de presión:
Para esta prueba se tienen varias secciones a verificar:
1. Presión de sobrecarga: Se apaga la bomba y se toma registro de presión,
después de 30 minutos la presión debe ser la misma, si no lo es, hay una
fuga.
2. Presión de portanúcleos: Se lleva el sistema a una presión mayor que la de
flujo aproximadamente 500PSI (en nuestro caso 2500PSI en total), se
cierran las válvulas de entrada y salida dejando un transductor midiendo. Si
la presión cambia, podría ser debido a fugas o fallas en las válvulas.
3. Intercambio de presión entre la presión de confinamiento (sobrecarga) y la
presión de flujo: Se varía una de las dos presiones y la otra debe
mantenerse relativamente constante. Se espera que varíe un poco debido a
que lo que separa estas dos presiones es la manga, la cual es elástica.
Prueba de flujo sin núcleo: Se mide la diferencial de presión y se calcula la
permeabilidad del sistema cuando se hace fluir el aceite fuera del portanúcleos.
Este dato nos entrega la permeabilidad máxima que se podrá alcanzar por el
sistema experimental.
Pruebas de transductores
1. Sincronización: Se conectan los transductores a una misma fuente de
presión, y se va tomando los datos a diferentes presiones de cada uno de
los transductores hasta llegar a una presión máxima de 4000 psi. Esta
información nos muestra la variación entre las mediciones de los dos
transductores y nos deja poder corregir estas desviaciones.
R. Kenneth Ramos L.
Estudio sobre la depositación y remoción de asfaltenos durante el flujo a través de medios porosos.
Anexos 47
2. Intercambio: Si se cambian de posición los transductores y que el que
estaba en la entrada ahora es de salida y viceversa entonces debe
obtenerse las mismas mediciones de presión si no es así, hará falta
reiniciarlos.
ANEXO D PROCEDIMIENTOS
PROCEDIMIENTO DE ARMADO DE PORTA NÚCLEO (A):
- Prueba de tuberías visual y a 5000 PSI
- Introducir el núcleo en uno de los extremos de la manga (previamente debió de
haberse medido y calculado sus propiedades de porosidad y permeabilidad, al
menos para un gas generalmente helio (He))
- Engrasar empaques (O rings) con silicón, y las tapas con grasa de cobre.
- Colocar el difusor en el extremo opuesto de la manga, el más lejano al núcleo,
dejándolo lo mas alargado posible para alcanzar a atravesar completamente el
porta núcleos y sobresalir en el lado opuesto para colocar la tapa/difusor con
mayor facilidad.
- Introducir la tapa/difusor en el extremo de la manga que sobresale del portanúcleo
hasta que esta tope con el tapón y la manga toque la base del difusor.
- Cerrar la tapa/difusor observando que exista movimiento en la terminal opuesta
de forma que los tubos dentro del portanúcleo no se retuerzan con el giro.
- Cerrar la tapa opuesta, teniendo precaución que no se muevan las tuberias.
- Se hace la conexión de agua hacia la bomba de sobrecarga y se inicia el llenado,
hasta que salga agua del extremo opuesto (que debe sin conectar al transductor de
presión para poder dejar salir el aire). Después se reconecta el transductor
- Se inicia el aumento de presión hasta 5000 para probar si no hay comunicación
entre el espacio de sobrecarga que contiene agua, y el espacio del núcleo que
contiene aceite, o algún tipo de fuga con las conexiones de sobrecarga.
- Si no hay fuga de agua, se conecta el aceite, si hay fuga probablemente la manga
este dañada y tenga fugas o no haga el sello adecuado, si no es el caso, se ha de
repetir el procedimiento de armado teniendo aun más cuidado en las partes en las
que podría haber intercambio de presión como en el caso de los contactos con los
difusores, iniciando el procedimiento desde la prueba de las tuberías.
- La presión de sobrecarga debe procurarse que se encuentre mínimo
aproximadamente 500 psi arriba de la presión a la que esté trabajando el núcleo,
aproximadamente a 2500psi.
R. Kenneth Ramos L.
Estudio sobre la depositación y remoción de asfaltenos durante el flujo a través de medios porosos.
Anexos 48
PROCEDIMIENTO DE OBTENCIÓN DE LA PERMEABILIDAD INTRÍNSECA DE LA ROCA AL
ACEITE (B)
- Se deben tener las medidas y características del núcleo, y las propiedades del
aceite en cuestión, e introducirlas en la tabla de cálculo de la ecuación de Darcy.
- Se hace fluir el aceite con un gasto de 1 mL/min y se prepara el archivo para tomar
las mediciones del transductor de entrada y de salida. Los transductores que se
utilizan en el experimento se programan para tomar los datos cada 60 segundos.
- Se calculan las permeabilidades de cada par de datos de presión obtenidos, para
graficarlos se decide poner en el eje “x” los volúmenes de poro y en el “y” las
permeabilidades calculadas a partir de la diferencia entre las presiones de entrada
y salida, el gasto, la viscosidad y las dimensiones del núcleo, ver ecuación 1.1
PROCEDIMIENTO DE DAÑO (C1):
- Obtener o preparar la solución de 30000 ppm de asfalteno en xileno
- Introducir la solución en el cilindro de inyección (cilindro 2):
o Verificar que la bomba 2 este en “stop” y que tenga la menor presión
posible
o Abrir la válvula de desfogue correspondiente.
o Liberar la presión restante por medio de las tuercas cercanas al cilindro 2
o Abrir el cilindro 2
o Retirar la solución anterior restante. Limpiar el contenedor con papel, pasar
un poco de xileno para una mejor limpieza.
o Bajar el pistón lo suficiente para que quepan por lo menos 35 mL (o lo
necesario mas 10mL que se requieren para llenar las tuberías y la bomba)
de la solución
o Introducir la nueva solución aproximadamente 35mL
o Cerrar el cilindro
o Cerrar la válvula de desfogue
o Hacer fluir a un gasto bajo para sacar el aire.
o Observar cuando la tuerca que habíamos aflojado para desfogar presión
empiece a gotear, cuando suceda, significa que el aire ha salido por
completo. Apretar la tuerca
o Llevar la bomba 2 a una presión mayor que la del núcleo para empezar a
hacer pasar la solución
R. Kenneth Ramos L.
Estudio sobre la depositación y remoción de asfaltenos durante el flujo a través de medios porosos.
Anexos 49
o En la salida del sistema colocar una probeta de 25 mL que nos indicara
cuando haya pasado esta cantidad de solución.
o Iniciar la inyección abriendo las válvulas adecuadas para tener un flujo en la
misma dirección que el aceite tendría, a 1mL por min y programando a la
bomba 2 que fluya constante con 1 mL /min.
- Después de los 25mL de solución de asfaltenos en xileno, se detiene el flujo y se
inicia el procedimiento de carga de pentano en el cilindro 2 (35mL) que será el
precipitante del asfalteno para causar un daño notable en el núcleo, se sigue el
mismo procedimiento de carga e inyección descrito con anterioridad.
- Al terminar los 25mL de n-pentano se detiene el flujo cerrando la válvula de salida,
y se lleva a una presión de 2500psi por una hora, con ayuda de la bomba 2,
dejándola en presión constante.
- Se inicia el procedimiento de medición de la permeabilidad (procedimiento B)
PROCEDIMIENTO DE DAÑO (C2):
- Obtener o preparar la solución de 30000 ppm de asfalteno en xileno
- Introducir el químico precipitante en el cilindro de inyección (cilindro 2) e
inyectarlo como se hace en el procedimiento C.
- Después de los 25mL de precipitante, se cierran las válvulas y se lleva el sistema a
una presión 1000psi arriba de la presión de flujo normal.
- Se deja el sistema remojar por media hora
- Después de la media hora, bajar la presión poco a poco con ayuda de la bomba y
de las válvulas.
- Introducir la solución de asfaltenos en el cilindro 2
- Hacer fluir la solución a un gasto de 0.3mL/min hasta que se tengan 25mL en la
probeta, lo cual tomará aproximadamente una hora.
- Al terminar de fluir la solución se introducirá precipitante (35mL) en el cilindro 2
- Se hace fluir 8mL de precipitante.
- Se pone a presión de 1000 psi por encima de la presión de flujo por media hora.
- Sale el resto de precipitante (aprox 25mL)
- Se inicia el procedimiento de medición de la permeabilidad (procedimiento B)
PROCEDIMIENTO DE DAÑO (C3):
- Se hacen pasar 20mL de precipitante a un gasto de 1mL/min
- Se deja remojando a presión de 1000psi por encima de la presión de flujo por
30minutos
R. Kenneth Ramos L.
Estudio sobre la depositación y remoción de asfaltenos durante el flujo a través de medios porosos.
Anexos 50
- Se hace pasar la solución de asfaltenos (10mL) a un gasto de 1mL/min después se
represiona por 30 min a 1000psi por encima de la presión de flujo.
- Se hacen fluir otros 10 mL de solución de asfaltenos.
- Se hace fluir precipitante (10mL) a un gasto de 0.3 mL/min al terminar se
repesionará por 30 min a 1000psi encima de la presión de flujo
- Fluirán 10mL de precipítante a un gasto de 1mL/min
PROCEDIMIENTO DE LIMPIEZA (D1):
- Obtener o preparar el producto a utilizar (xileno, PQ1, etc.)
- Introducir la solución en el cilindro 2 como ya se ha mostrado, pero en este caso el
flujo inverso a la dirección del daño (por la cara posterior). En total se introducirán
60mL
- Iniciar el flujo a 1mL/min
- Después de 25mL se detiene el flujo cerrando la válvula de salida y se aumenta la
presión hasta 1000psi sobre la presión de flujo normal, sin olvidar que se tiene que
tener en cuenta el valor de la presión de sobrecarga que debe estar siempre
500psi arriba de la presión de trabajo en el núcleo para evitar fugas dentro del
sistema y debajo de los 1000psi de diferencia de presión para evitar daño a la
manga. Por lo que en un flujo de 2100, se subirá la presión hasta 3100psi y la de
sobrecarga se quedara en 3600.
- Por 3 horas se dejará remojando el producto químico de limpieza.
- Pasado este tiempo se inicia la salida del producto, 25mL a 1mL/min
- Medir permeabilidad con procedimiento (B)
PROCEDIMIENTO DE LIMPIEZA (D2) (SISTEMA 0, 2, 3):
- Es el mismo procedimiento que D1, pero deben introducirse 80mL en el cilindro y a
la salida se tendrán 50mL de producto de limpieza.
PROCEDIMIENTO DE LIMPIEZA COMPUESTO (E) (O SISTEMA 1)
- Obtener o preparar los productos PQ1 y PQ2,
- Introducir 60mL en el cilindro 2 de PQ1 e iniciar el flujo de forma inversa al aceite.
- Después de 25mL se detiene el flujo cerrando la válvula de salida y se aumenta la
presión hasta 1000psi sobre la presión de flujo normal
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Anexos 51
- Por 1 hora se deja remojando el producto químico de limpieza para que logre
actuar en el núcleo. Entonces se hace fluir 25 mL de PQ1 para retirar el producto
que ya actuó.
- Se procede a abrir el cilindro 2 para reemplazar la solución restante de PQ1 por la
solución de PQ2 (60mL).
- Se hace fluir el PQ2 en contra de la dirección del daño, 25mL, después de esto se
inicia el periodo de reposo a presión, 1000psi por encima de la presión de flujo
normal, por tres horas.
- Se retira el producto que ya ha actuado por tres horas en el núcleo con más
producto fresco, otros 25mL.
- Se introduce nuevamente el PQ1 (60mL) y se hace fluir con las mismas
características que la primera vez, después de haber rellenado el cilindro dos con
el PQ1 y retirado el resto del PQ2.
- Al terminar, se hace el procedimiento de medición de la permeabilidad (B)
PROCEDIMIENTO PARA RELLENAR EL CILINDRO DE ACEITE (F)
- Verificar que la bomba 1 este apagada y llevarla a la menor presión posible.
- Abrir la válvula de desfogue 1.
- Llevar hacia abajo el embolo del cilindro de recarga 3 con ayuda de la línea de aire
a presión, la cual se conecta en la parte superior del cilindro 3, se abre el aire, y
hasta que se deje de escuchar el sonido la salida del aire, en ese momento ya llegó
hasta abajo.
- Abrir el cilindro 3, rellenar con aceite, (revolver el aceite antes de vaciar para que
este lo más uniforme posible)
- Cerrar el cilindro 3 y conectarlo al cilindro 1 de aceite por medio de una tubería.
- Se conecta la línea de aire a presión por debajo del cilindro 3 y entonces se abre la
válvula del cilindro 1 para iniciar el flujo de aceite.
- Revisar la salida de desfogue de la válvula 1. Verificar que no salga ni aire ni agua,
lo que significa que ya quedó recargado el cilindro 1.
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Anexos 52
ANEXO E EQUIPO Y MATERIALES
EQUIPO
Porta núcleos (CoreHolder) marca Temco Inc. HCH-Series 3.5 Presión de trabajo = 5000 PSI, Temperatura de trabajo = 149°C. Diámetro para el núcleo = 3.5 ´´ Longitud de núcleo = 1 a 7´´.
Cinta eléctrica flexible para calentar marca BriskHeat, 1´´ ancho, 8´ largo, 120 V, 830 Watt.
Fuente de voltaje para cinta de calentamiento STACO voltaje 120-140, 0 a 100% en unidades de 2%.
Válvulas AUTOCLAVE ENGINEERS presión máxima 10000psi.
Válvula HiP presión máxima 15000 psi.
Manómetros Digitales CRYSTAL presión máxima 10000psi exactitud 0.1% los cuales se encuentran conectados a una computadora que registra las presiones en un archivo de datos.
Termopar tipo k FLUKE modelo 51II.
Termómetro TESTO temperatura máxima 350°C.
Transductor de presión marca SETRA, presión máxima 10000psi. Para la medición de la presión del regulador de presión inversa.
Transductor de presión marca SETRA, presión máxima 5000psi, para la medición de la presión de sobrecarga.
Bombas de desplazamiento positivo ISCO y sus controladores, Serie D, presión máxima 10000psi, flujo máximo 50mL/min, flujo mínimo 0.00001mL/min. Modelo de la bomba 100DX
Cilindro contenedor de acero inoxidable con capacidad de dos litros y presión máxima de 10000psi, para muestra de aceite, con capa aislante.
Cilindro contenedor de acero inoxidable con capacidad de 1 lt, presión máxima de 10000psi
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Anexos 53
Cilindro de acero inoxidable, para contener nitrógeno presurizado utilizado en el regulador de presión inversa.
Regulador de presión inversa (Back Pressure Regulator) modelo BPR 100 marca Temco, Inc. Presión de trabajo=10000psi, Temperatura de trabajo 177°C Utilizandose a 2000psi
Filtro de alta presión marca MILLIPORE Co. Con elemento filtrante de celulosa con una porosidad de 5 micrometros
Cinta de fibra de vidrio aislante utilizada para asilamiento térmico de porta núcleos y cilindro de muestra de aceite
Tubing de acero inoxidable DE= 3.3mm DI= 1.35mm.
REACTIVOS
Xileno grado reactivo o industrial
Solución de asfaltenos en xileno, a 3% peso.
Químico 1 Poliisobutilsucsinimida, con propiedades dispersantes e inibidoras de la agregación de asfaltenos.
Químico 2 líquido zwitterionico de la familia de los polialquenileteres con propiedades modificadoras de mojabilidad e inhibidoras de la depositación de orgánicos pesados.
n-pentano grado reactivo, utilizado como precipitante de asfaltenos.
Agua bidestilada, utilizada como fluido hidráulico en las bombas ISCO
Aceite crudo 1: Aceite muerto ligero, extraído de pozos de la región sur, (Tabasco, México) Propiedades en tabla 3 y 4
Núcleos de Caliza Bedford Calcita CaCO3 (100%) Propiedades en tabla 2
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Anexos 54
GLOSARIO
Alcano: Hidrocarburo alifático saturado.
Alifático: Los hidrocarburos alifáticos son compuestos orgánicos constituidos por carbono e hidrógeno, en
los cuales los átomos de carbono forman cadenas abiertas. Los hidrocarburos alifáticos de cadena abierta se
clasifican en alcanos, alquenos y alquinos
Anillos aromáticos peri-condensados: Que tienen tendencia a estar unidos los anillos pero en formas
condensadas en vez de lineales.
Aprótico: Que no tiene protones reactivos o hidrógenos como por ejemplo el xileno
Aromático: Compuesto que contiene anillos de benceno.
Asfalteno: Los asfaltenos son una familia de compuestos químicos orgánicos, representan los compuestos
más pesados y por tanto, los de mayor punto de ebullición. Los asfaltenos son estadísticamente compuestos
similares de cadenas largas, muchos de ellos aromáticos y con polaridad relativamente alta, los asfaltenos
son insolubles en los alcanos ligeros. Los asfaltenos y las resinas juntos forman una solución coloidal.
Benceno: El benceno es un hidrocarburo poliinsaturado de fórmula molecular C6H6, con forma de anillo (se
le llama anillo bencénico, o aromático, ya que posee un olor característico) y puede considerarse una forma
poliinsaturada del ciclohexano
Bitumen: Nombre genérico de varias sustancias, compuestas principalmente de carbono e hidrógeno, que
se encuentran en la naturaleza y arden con llama, humo espeso y olor peculiar. En el glosario del libro “The
Chemistry and Technology of Petroleum” (Speight, 1999) se define el término bitumen al material
hidrocarbonoso sólido o semisólido que se encuentra ocupando los poros y grietas de las areniscas, calizas y
sedimentos arcillosos
Componente polar: Grupo funcional que genera momentos dipolares; que tienen densidades electrónicas.
Detrítico: Que está formado por detritos los cuales son partículas solidas procedentes de la meteorización
física. (conglomerados, areniscas)
Floculación: Agregación de partículas sólidas en una dispersión coloidal
Fluido newtoniano: Es un fluido cuya viscosidad puede considerarse constante en el tiempo
Heptano: El heptano es un hidrocarburo saturado lineal de la familia de los alcanos de fórmula C7H16,
precipitante de asfaltenos pero en menor grado que el pentano.
Heteroátomos: Cualquier átomo que no sea carbono o hidrógeno.
Medio Isotrópico: Con características iguales o muy parecidas en todo el medio.
Micela: Se denomina micela al conglomerado de moléculas que constituye una de las fases de los coloides
R. Kenneth Ramos L.
Estudio sobre la depositación y remoción de asfaltenos durante el flujo a través de medios porosos.
Anexos 55
Migración: El petróleo se compone de un conjunto de numerosas sustancias líquidas distintas, los
hidrocarburos, que son menos densos que el agua, por lo que tienden a flotar en ella. Esto produce un
movimiento de migración del petróleo desde el momento que se forma, a partir de restos de plancton, hacia
la superficie del suelo, viajando a través de los poros de rocas permeables, o hasta encontrarse con un
entrampamiento para quedar en lo que se llama una roca almacén.
Miscible: una mezcla es un sistema material formado por dos o más sustancias puras no combinadas
químicamente. En una mezcla no ocurre una reacción química y cada uno de sus componentes mantiene su
identidad y propiedades químicas. Las mezclas se clasifican en homogéneas y heterogéneas. Los
componentes de una mezcla pueden ser sólidos, líquidos o gaseosos.
Movilidad: Permeabilidad en relación con la viscosidad.
Pentano: Pentano es un hidrocarburo saturado o alcano con fórmula química CH3(CH2)3CH3. Su fórmula
semidesarrollada: CH3-CH2-CH2-CH2-CH3. A diferencia de los 4 primeros alcanos que son gaseosos, el pentano
se encuentra en forma líquida a temperatura ambiente. Además de provocar precipitación de asfaltenos.
Percolación: Paso de un fluido a través de materiales porosos con una estructura aleatoria en su
composición porosa.
Permeabilidad Intrínseca: La permeabilidad intrínseca de cualquier material poroso, se determina mediante
la fórmula de Darcy
Polímero: Compuesto químico, natural o sintético, formado por polimerización y que consiste
esencialmente en unidades estructurales repetidas.
Precipitar: Mediante la adición de reactivos, los solubles se transforman en formas insolubles o de una
menor solubilidad. Dicha precipitación puede ocurrir cuando una sustancia insoluble se forma en la
disolución debido a una reacción química o a que la disolución ha sido sobresaturada por algún compuesto.
Prótico: Que puede tener reacción a partir de sus protones, (hidrógenos).
Resina: Se consideran resinas a las sustancias que sufren un proceso de polimerización o secado dando lugar
a productos sólidos siendo en primer lugar líquidas.
Solvente o disolvente: Un disolvente es una sustancia que permite la dispersión de otra en su seno. Es el
medio dispersante de la disolución. Normalmente, el disolvente establece el estado físico de la disolución,
por lo que se dice que el disolvente es el componente de una disolución que está en el mismo estado físico
que la disolución. También es el componente de la mezcla que se encuentra en mayor proporción.
Surfactante: Los surfactantes, también llamados agentes activos a la superficie se clasifican usualmente
basados en la naturaleza de su grupo hidrofilico, por lo que se dividen en tres clases principales, aniónico,
catiónico y anfotérico (zwiteriónico), existe una cuarta categoría llamada para los polimericos.