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PARAFINAS Y ASFALTENOSPARAFINAS Y ASFALTENOS
GLORIA MILENA GARCIA MANTILLAGLORIA MILENA GARCIA MANTILLA
LULIO MARTINEZ LUNALULIO MARTINEZ LUNA
Profesor : Profesor :
Ing. LUIS ALBERTO GONZALEZIng. LUIS ALBERTO GONZALEZ
UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DEUNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE
SANTANDERSANTANDER
MÉTODOS DE PRODUCCIÓN II
PARAFINAS Y ASFALTENOS
GLORIA MILENA GARCIA MANTILLA
Código : 933256
LULIO MARTINEZ LUNA
Código : 923267
Profesor : Ing. LUIS ALBERTO GONZALEZ
UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER
FACULTAD DE CIENCIAS FISICO-QUIMICAS
ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS
Bucaramanga, Julio de 1999
INTRODUCCION
Las parafinas y los asfaltenos son los constituyentes de muchos
hidrocarburos. Los depósitos de parafinas o asfaltenos en los equipos de
superficie y de fondo del pozo son el mayor problema en las operaciones de
producción. La severidad de la depositación varía ampliamente,
dependiendo de la composición del aceite, la profundidad del pozo,
temperatura de la formación, la presión y los procedimientos de
producción. Algún depósito orgánico asociado con la producción de aceite
está frecuentemente llamada parafina o cera.
Mientras los compuestos de la parafina son el principal componente en
estos depósitos, ellos son frecuentemente una mezcla de parafinas y
asfaltenos. Muchos crudos de baja gravedad API poseen a los asfaltenos
como su primer constituyente.
La remoción de las parafinas y los métodos de prevención sólo son
efectivos en un sistema de producción, por lo tanto, no son siempre
aplicables a otros yacimientos.
PARAFINAS Y ASFALTENOSPARAFINAS Y ASFALTENOS
GENERALIDADES
Considerando la depositación de parafinas y asfaltenos como uno de los
más significativos problemas durante el proceso de producción de
hidrocarburos, se encuentra que algunas de las principales causas de que
este fenómeno ocurra son la caída de presión, la temperatura y la
distribución de alcanos y alquenos en el hidrocarburo producido. Los sitios
de depositación más comunes son:
- La cara del pozo
- Las perforaciones
- El equipo de fondo: Bombas, varillas, tubing, casing, etc.
- Choques
- Líneas de flujo
- Separadores
- Equipo de deshidratación y almacenamiento.
Este problema se encuentra en todo tipo de pozos (aceite, gas o
condensados), encontrándose depósitos mas duros desde el fondo hacia la
superficie. Lo primero que se cristaliza son los compuestos de peso
molecular alto, siendo estos depósitos mas difíciles de remover.
Algunos de los métodos prácticos usados en el campo para el control y
tratamiento de los depósitos de parafinas y asfaltenos son mecánicos,
térmicos, químicos. Actualmente, la tecnología apunta a la remoción e
inhibición de los depósitos de parafinas y asfaltenos por medio del
desarrollo de nuevos químicos y también por la técnica de inhibición
magnética.
DEPOSITOS PARAFINICOS – ASFALTENICOS
La variación necesaria de las condiciones del yacimiento, debido a la
producción de petróleo, conlleva a una serie de alteraciones físico-químicas
en el fluido a producir y el medio poroso, las cuales originan una serie de
problemas, algunos en cierta forma controlables, y otros definitivamente no
controlables.
Uno de los más graves problemas en la mayoría de los crudos del mundo
es la formación de depósitos de materiales orgánicos en las cercanías del
pozo, tubería, líneas de superficie, etc., los cuales acarrean problemas de
producción de tipo mecánico y fundamentalmente disminución en la
producción, bien sea por estos daños o por la caída del diferencial de
presión existente entre la presión estática y la presión de flujo, al tener que
ser mayor esta última debido a que existe una zona que ahora está
ejerciendo mayor restricción al flujo. Cualquiera de las dos situaciones
produce esencialmente cuantiosas pérdidas económicas.
i. Depósitos de parafina
Consisten de una mezcla de hidrocarburos alifáticos, es decir, cadenas
lineales y ramificadas, la mayoría del depósito lo constituyen los alcanos los
que, debido a la naturaleza de su enlace, son los menos reactivos, siendo
muy resistentes a ataques de ácidos, bases, óxidos aunque su enlace
químico sea más débil que alquenos y alquinos. Su nombre tradicional,
parafinas, indica una falta de afinidad o reactividad.
Los depósitos de parafinas, varían desde una composición de cera
blanca hasta una totalmente asfáltica. La mayoría de los depósitos cae
entre estos extremos, contienen así mismo cera microcristalina, crudo,
gomas, material asfáltico, arena y agua. El número de carbonos va desde
C18 hasta C60.
Las moléculas de parafina tienen un punto de fusión relativamente
alto, comparado con los hidrocarburos líquidos, ejemplo, el C18 tiene un
punto de fusión de 82°F; el C60 tiene un punto de fusión de 211°F. Las
parafinas se dividen en ceras parafínicas y microcristalinas.
Ceras parafínicas: Constituyen entre el 40% y el 60% de un depósito
parafínico, contienen hasta 50 átomos de carbono. Las ceras parafínicas
sólidas forman cristales en forma de agujas, los que se aglomeran
formando el depósito.
Ceras microcristalinas: Constituyen menos del 10% del depósito, son
moléculas de anillos y cadenas que se colocan en forma arbitraria a lo largo
de la cadena principal. Su estructura cristalina es muy pequeña e irregular.
En presencia de un solvente los cristales están mal formados, tienden a
permanecer dispersos en el fluido con poca tendencia a aglomerarse.
La solubilidad de la cera en el crudo depende de la composición química
del crudo, temperatura y presión principalmente. La parafina precipita en
el crudo a una presión y temperatura de equilibrio definida como punto de
nube. La precipitación ocurre de acuerdo al punto de fusión; la cantidad
precipitada llegará hasta donde las condiciones del cambio de equilibrio del
crudo se hayan llevado.
ii. Depósitos de asfaltenos
Los depósitos de asfaltenos presentan una estructura completamente
diferente de las moléculas de hidrocarburos. Son hidrocarburos base
aromática de estructura amorfa. Se presentan en el crudo en forma de
partículas dispersas con naturaleza coloidal, por tanto presentan las
propiedades asociadas a suspensiones coloidales.
La parte central de la micella asfalténica la constituyen compuestos
de alto peso molecular circundados y peptizados por resinas naturales de
peso molecular más bajo e hidrocarburos aromáticos. El contenido de
asfaltenos generalmente disminuye al aumentar la gravedad API.
El término “material asfáltico” es dado a la combinación de
asfaltenos y resinas. La resina es la fracción de crudo no soluble en etil-
acetato pero soluble en n-heptano y solventes aromáticos a temperatura
ambiente. La clasificación del material asfáltico esta dada por las
propiedades físicas de sus componentes.
Los asfaltenos y resinas son compuestos heterogéneos y constituyen la
fracción más polar del crudo, esta característica polar está dada por la
diferencia de electronegatividades surgida por la unión de átomos de
diferente carga, es decir, atracción electrostática, lo que conduce a
deformaciones en las moléculas, creando una mayor densidad electrónica
localizada entre los núcleos haciendo más covalente el enlace entre ellos lo
que crea enlaces direccionales, que no es más que un acomodo definido de
los átomos en la molécula, la unión sigue la dirección de la zona de máxima
densidad electrónica.
iii. Mecanismos de depositación de parafinas y asfaltenos
Debido a la depositación del material orgánico en la mayoría de los
campos, de ocurrencia en la tubería de producción y líneas de conducción
de crudo primordialmente, se han investigado los mecanismos de
depositación de parafinas y asfaltenos en dichos lugares. Aunque puede
ocurrir depositación de asfaltenos en las cercanías del pozo, el medio
poroso ejerce un mecanismo deposicional diferente al ocurrido de las
perforaciones hacia arriba, por lo tanto la teoría a analizar no se aplicará en
esta región.
El transporte de crudo a través del tubing y líneas de conducción se efectúa
completamente en flujo turbulento, esto en campos productores de crudo
en donde la fase gaseosa es muy poca o no existe.
El flujo consiste de una parte central turbulenta, en esta región la
concentración parafínica, la temperatura y la velocidad son independientes
de la posición radial, en la parte externa existe una capa laminar adyacente
a la superficie metálica, en esta capa laminar existe un gradiente alto de
velocidad ( equivalente a tasas de esfuerzos cortantes) y un gradiente de
temperatura cuyo más bajo valor está en la mencionada superficie. Es esta
región turbulenta es esencialmente uniforme en materiales tanto disueltos
como precipitados.
Se han identificado tres mecanismos que contribuyen al transporte lateral
de material: difusión molecular, difusión browniana y dispersión por
esfuerzos cortantes.
Difusión molecular: En la región de flujo laminar debido al enfriamiento
natural a que está sometido el crudo, existe un gradiente de temperatura a
través de dicha región. Cuando se alcance y baje la temperatura a la cual
los cristales se precipitan, existirán partículas sólidas precipitadas y el
crudo estará en el punto de saturación, esto es, equilibrio entre las fases
sólida y líquida.
El perfil de temperatura cerca de la pared llevará a un gradiente de
concentración de la parafina, entre la que se encuentra disuelta en el
núcleo turbulento y la precipitada, que forma una fase inmóvil en la pared
de la tubería. Esto hace que el material disuelto se difunda desde el centro
hacia la parte externa, la fase inmóvil se forma debido a que la superficie
metálica es rugosa, lo que suministra sitios de nucleación y la parafina
precipitada se incorpora a esta capa. La tasa de transporte de parafina
disuelta hacia la parad de la tubería está dada por la ecuación de difusión
de Fick.
n = * D * dC/dT * dT/dr
donde:
n = flujo másico de moléculas de parafina disueltas hacia la pared, kg/s-m2
= densidad de la parafina sólida, kg/m3
D = coeficiente de difusión de moléculas de parafinas disueltas, m2/s
dC/dT = gradiente de concentración de parafina disuelta con respecto a la
temperatura
dT/dr = gradiente radial de temperatura cercano a la pared.
Difusión browniana: Ahora se considera el transporte lateral de
partículas de parafina precipitadas. Pequeñas partículas de parafina
suspendidas en el crudo son bombardeadas por moléculas de crudo
agitadas térmicamente en forma continua. Esta acción ocasiona pequeños
movimientos al azar de las partículas suspendidas. Al existir un gradiente
de concentración, hay un transporte neto de partículas.
Difusión por esfuerzos cortantes: El movimiento de partículas
pequeñas suspendidas en un fluido en flujo laminar, tiende a seguir la
dirección del fluido que las rodea a una velocidad media. Debido a la
viscosidad del fluido el movimiento de partículas ejerce una fuerza de
arrastre sobre la capa próxima. A grandes concentraciones de partículas,
se producen múltiples colisiones entre ellas, lo que produce un transporte
lateral neto y dispersión de partículas, conocido el mecanismo como
dispersión por esfuerzo de corte. Bajo este mecanismo el depósito en la
pared es menos compacto que en el caso de difusión molecular.
Este mecanismo es importante cuando el contenido de parafina
precipitada sea alto en la región turbulenta. En forma aproximada el
coeficiente de dispersión por esfuerzos cortantes está dado como:
Ds = a2 * * Cw/10
Donde:
a = diámetro de la partícula, cm
Cw = concentración volumétrica de parafina precipitada en la pared,
fracción
= tasa de esfuerzo cortante del crudo en la pared, s-1
Ds = coeficiente de dispersión por esfuerzos cortantes, m2/s.
La depositación total de la parafina es el resultado de la combinación de los
anteriores mecanismos. Se espera que a temperaturas altas el mecanismo
de difusión molecular sea dominante mientras que la dispersión por
esfuerzos cortantes domine a temperaturas y flujo de calor bajo.
TRATAMIENTO PREVENTIVO MEDIANTE COMPUESTOS QUÍMICOS
Para pensar en una posible solución al problema de precipitación de
parafina y asfaltenos, es esencial ante todo, conocer, en la forma más
aproximada, la fracción de cada uno de ellos en un determinado crudo, el
conocimiento de dicha información sirve como base para enfocar la
solución, tratando de particularizar el problema y como tal darle su
adecuado tratamiento. Un error general en estos casos es pensar que un
determinado método de solución tenga aplicación en la mayoría de las
situaciones. Cada yacimiento y aún cada pozo dentro de éste, presentan
variaciones de comportamiento del problema, lo ideal es por lo tanto, darle
un tratamiento particular y no hacerlo extensivo.
El factor que controla la formación de cristales de parafina es la nucleación.
Para que se forme un cristal, un núcleo estable debe existir para que actúe
como un centro de crecimiento en la unión de moléculas de parafina. Antes
de la nucleación existe una continua formación y disociación de enjambres
moleculares. A mayor precipitación de moléculas de parafina en solución,
la concentración llega a ser lo suficientemente grande como para romper el
equilibrio, como resultado hay más enjambres que se forman a los que se
disocian. El cristal crece por la reunión de enjambres moleculares, el
crecimiento es espontáneo una vez esté formado el cristal.
Se han desarrollado una serie de productos químicos con el fin de
controlar, o por lo menos disminuir el crecimiento de los depósitos en
estudio. Los solventes son algunas veces adecuados donde los depósitos
son moderados, evitando la utilización de grandes cantidades de producto
químico. Los mejores solventes tales como hidrocarburos clorinatados,
disulfuro de carbono no son utilizables debido a que son peligrosos y a las
consecuencias que ofrecen en la refinería.
Los solventes aromáticos, agentes humectantes y dispersantes
constituyen la gran mayoría de químicos de parafina. Teóricamente los
agentes humectantes disminuyen la cristalización actuando en forma
similar a un plástico, es decir, recubren las moléculas de parafina cuando
ellas salen de la solución, manteniéndolas en fase líquida, existe también
un tipo de materiales poliméricos que actúa como modificador de cristales
de parafina, que se combinan con las moléculas de parafina dentro del
crudo. Trabajan mejor en crudos con bajo contenido de agua o libre de
ella; sin importar el mecanismo mediante el cual se haya obtenido la
inhibición, se ha visto que los inhibidores naturales son los modificadores
de cristales más efectivos. Las partículas de asfalteno cumplen con este
propósito.
Los asfaltenos son la fracción insoluble en n-heptano. Las resinas se
definen como la fracción de crudo no soluble en etil-acetato pero soluble en
n-heptano, tolueno y benceno a temperatura ambiente. Las resinas tienen
una fuerte tendencia a asociarse con los asfaltenos debido a la similitud en
la naturaleza química. Esta tendencia reduce la agregación de los
asfaltenos, lo que determina en gran medida su solubilidad en el crudo.
Los solventes en parafina; aquellos hidrocarburos parafínicos de bajo
peso molecular tales como pentano, hexano, butano, gasolina y naftas
causan precipitación de asfaltenos. La adición de fluidos de estimulación
como HCl causan la formación de baches ácido-asfaltado que precipitan
causando daño significativo en los pozos cuyo fluido de producción registra
la presencia de asfaltenos.
La precipitación de asfaltenos causada por el ácido es debido a la
naturaleza polar de ellos, las moléculas polares de asfaltenos en presencia
de HCl que presenta enlace covalente con una distribución asimétrica del
para electrónico H - Cl-, lo que induce fuerzas electrostáticas
intermoleculares, estas fuerzas forman películas muy rígidas cuando entran
en contacto ácido-asfaltenos, precipitando y además causando daño al
medio poroso en las cercanías del pozo.
La remoción de estos depósitos de parafina y las películas rígidas es,
en la mayoría de los casos imposible, en algunos casos se debe perforar
nuevamente. Una situación similar se presenta en presencia de CO2, el
cual reduce la solubilidad de los asfaltenos y los precipita. El flujo de crudo
a través del medio poroso crea un potencial de corriente el cual neutraliza
las cargas de las moléculas polarizadas de asfaltenos y las precipita.
El comportamiento seguido por los asfaltenos es característicos de su
naturaleza coloidal, en este estado de la materia, las partículas que la
componen están cargadas eléctricamente, esto es comprobado al colocar
electrodos en una muestra de sol y observar como en uno de los electrodos
se deposita material dependiendo de la naturaleza eléctrica de la carga. La
precipitación de las partículas de un coloide se lleva a cabo en presencia de
un electrolito.
El sistema coloidal posee movimiento browniano, la estabilidad de la
dispersión coloidal es atribuida en parte a dicho movimiento, que tiende a
mantener una distribución uniforme de las partículas a través del coloide,
aunque primordialmente su estabilidad depende en forma rigurosa de la
magnitud de la carga eléctrica sobre las partículas, en el caso de los
asfaltenos se ha comprobado que son partículas de carga negativa,
mediante pruebas de electrodepositación.
La remoción de la mayoría de las sustancias asfálticas de un crudo
mejora el desarrollo de los cristales. La parafina en forma cristalizada de
una solución, forma un conjunto rígido de cristales entrelazados, en
ausencia de asfaltenos. Cuando se presentan los asfaltenos en la solución,
la parafina precipita en forma de partículas discretas las cuales tienen poca
tendencia a adherirse unas a otras, dispersándose en forma más simple,
teóricamente, los naftalenos reducen la agregación de los cristales de
parafina en presencia de los asfaltenos. El inhibidor ataca las partículas de
asfaltenos previniendo que ellos actúen como agentes nucleares de las
parafinas.
Un efecto similar al anterior se logra usando polímeros como
inhibidores de cristal, pero sólo bajo la presencia de sustancias polares
como los asfaltenos. En este caso la modificación de cristales de parafina
se logra al incorporarse las moléculas de polímeros en aquellos, gracias a la
similaridad en las estructuras moleculares de ellos, las moléculas de
parafina se ramifican en las de polietileno. En esta forma no se aglomera.
COMPORTAMIENTO SOLUBILIDAD DE ASFALTENOS Vs PRESIÓN
Debido a que el principal parámetro que gobierna la precipitación de
parafinas y asfaltenos es la solubilidad de dichos componentes en el crudo,
es importante analizar el comportamiento de dicho parámetro bajo la
influencia de la caída de presión, necesaria en la producción de crudo.
Mediante un modelo termodinámico adecuado, Hirschberg y otros
investigadores estudiaron el comportamiento de asfaltenos y resinas
presentes en diversos porcentajes en el crudo, bajo cambios en presión,
temperatura y composición.
La determinación de la solubilidad de los asfaltenos la efectuaron bajo
cambios de presión isotérmicamente. Por encima del punto de burbuja del
crudo, el solvente adicionado al crudo no registró cambio en composición.
Al incrementar la presión, la solubilidad de la fase líquida aumenta
disminuyendo el volumen molar de dicha fase, estos efectos mejoran la
solubilidad de los asfaltenos.
Por debajo del punto de burbuja la compresión del líquido se compensa con
la disolución de gas en el crudo, la solubilidad del líquido se reduce, el
resultado neto de la compresión y disolución de gas es que la cantidad de
asfaltenos que se encuentren solubles en el crudo tienen un valor mínimo
en el punto de burbuja (fig. 1).
Fig. 1 Influencia de la presión sobre la cantidad de asfaltenos
solubles
Punto de
Burbuja
Presión (psi)
Asf
alt
enos
solu
ble
s en f
ase
líq
uid
a%
W
0 1000 2000 3000
La precipitación de asfaltenos está dada en razón directa a la cantidad
soluble de ellos en el punto de burbuja. El comportamiento obtenido en
forma experimental, es el seguido por varios campos en el mundo, en los
cuales una vez la presión cayó por debajo del punto de burbuja, los
problemas de depositación de asfaltenos se redujeron considerablemente o
cesaron.
REMOCIÓN DE LOS DEPÓSITOS DE PARAFINAS Y ASFALTENOS
Los depósitos de estos hidrocarburos varían enormemente de un
yacimiento a otro, y se han observado diferencias en pozos del mismo
yacimiento. Los métodos más comunes para la remoción de parafinas y
asfaltenos de los pozos son:
- Mecánicos
- Solventes
- Calor
- Dispersantes
Métodos mecánicos
Los raspadores (scrapers) y los cortadores (cutters) son muy usados para
remover las parafinas del tubing.
Estas técnicas son relativamente económicas y casi no producen
daños a la formación. Sin embargo, raspando puede causar taponamiento
en la formación si es necesario circular las parafinas raspadas dentro del
tubing y fuera del casing. Si la limpieza es requerida con frecuencia, estos
medios mecánicos van a ser más costosos, especialmente cuando el valor
de las pérdidas de producción es sumado a los costos de limpieza.
Las parafinas pueden ser removidas del tubing de pozos de gas lift
con pistones libres, instalados para mejorar la eficiencia de este tipo de
levantamiento. Muchos scrapers pueden ser anexados a las varillas del
pistón para remover las parafinas cuando es pozo es bombeado.
Los depósitos en las líneas de flujo pueden ser mecánicamente
limpiados con los tapones insolubles colocados a través de la línea. Estos
tampones son hechos de ceras microcristalinas o naftaleno, los cuales se
disuelven en un período de tiempo. Además, estos tapones son
usualmente cauchos duros o esferas plásticas afiladas. Los dosificadores
automáticos son usados para inyectar periódicamente para estas esferas
en las líneas de flujo; los raspadores son atrapados al final de esta línea y
usados nuevamente.
Solventes
El uso de los solventes es relativamente común, pero hay que tener
cuidado en la selección del solvente. Los hidrocarburos clorinatados, tales
como el tetracloruro de carbono son excelentes disolventes de parafinas.
Sin embargo, no son muy usados porque pueden tener un efecto contrario
en el proceso de catálisis en refinería. El disulfuro de carbono ha sido
llamado el solvente universal de parafinas. Desafortunadamente, es muy
costoso, extremadamente inflamable y tóxico. Debe ser manejado sólo por
personas muy competentes en su uso y riesgo.
Snavely ha descrito el uso de ciertos compuestos orgánicos solubles
en agua los cuales se descomponen para formar disulfuro de carbono. Los
compuestos son mezclados con agua e introducidos en el tubing o en el
anular para caer en el fondo del pozo. Estas solouciones acuosas son más
seguras de manipular que el disulfuro de carbono.
Los condensados, el kerosene y el diesel son comúnmente usados
para disolver las parafinas en los pozos, en los cuales los asfaltenos
contenidos en el depósito son muy bajos. Los asfaltenos no son solubles en
hidrocarburos de cadenas largas, tales como el kerosene, el diesel oil y
muchos condensados. Sin embargo, algunos condensados contienen
aromáticos que los habilita para disolver los depósitos asfálticos. Los
aromáticos tales como el tolueno y el xileno son excelentes solventes para
los asfaltenos así como también para los depósitos de parafinas. El poder
del solvente de estos químicos puede ser mejorados 10 veces más por la
adición de una pequeña cantidad de una amina específica, tal como
triamina dietileno. Estos solventes también ayudan a disolver la parafina
que puede ser depositada con los asfaltenos. Un calentamiento moderado
de los solventes ayudarán más fácilmente a remover los depósitos.
La selección de un solvente para alguna aplicación debería ser
basada en la economía en la disolución de un depósito orgánico.
La aplicación del solvente debe ser adaptada a las condiciones del
pozo. Un procedimiento es circular el solvente dentro del anular y
regresarlo a través del tubing. El “soaking” del solvente por un período de
tiempo usualmente disolverá la cantidad máxima de parafina por galón de
solvente.
Si la formación está parcialmente taponada por la cera, el solvente
forzado y el surfactante dentro de la formación y el “soaking” por 24 a 72
horas es muy efectivo.
La concentración severa de parafina en el tubing de los pozos
mecánicos con frecuencia hacen difícil el movimiento de varillas. En estos
momentos el bombeo del solvente en el tubing ablanda las parafinas y así
facilita el movimiento de las varillas. La selección del solvente puede ser
realizado por una simple prueba de campo.
Tratamiento térmico
El aceite caliente es uno de los métodos más populares de remoción de
parafinas. La parafina es a la vez disuelta y derretida por el aceite caliente,
permitiendo que ésta pueda ser circulada desde el pozo hasta el sistema de
producción en superficie. El aceite es calentado a una temperatura más
alta que la de la formación, es bombeado dentro del casing y fuera del
tubing. Cuando el equipo de levantamiento lo permite, o en pozos
fluyendo, puede ser circulado dentro del tubing y fuera del casing.
Hay evidencia de que el calentamiento del aceite puede causar daño
en la permeabilidad si la cera derretida entra en la formación,
particularmente en pozos donde la temperatura del yacimiento es más baja
de 160°F. El daño a la formación puede ocurrir si las cera derretida o las
parafinas saturadas de aceite entran a la formación en donde la
temperatura del yacimiento es más baja que el punto de nube del aceite
caliente o por debajo del punto de fusión de la parafina. La formación
enfriará el aceite caliente, causando las parafinas para ser depositadas en
los poros de la roca.
Los depósitos de parafinas frecuentemente contienen escamas y
finos de la formación que son soltados cuando la parafina es disuelta o
fundida. La productividad del pozo puede ser reducida si estos sólidos son
forzados dentro de las perforaciones o dentro de los poros de la formación
y las fracturas.
El vapor ha sido usado para derretir las parafinas o asfaltenos en las
líneas de flujo, en el tubing, casing, fondo de pozo o en la formación. Este
método debe ser usado cuidadosamente en aplicaciones de fondo de pozo
porque la parafina derretida entra a la formación y puede coagular antes de
que pueda ser producida con el aceite de formación. Si el vapor es
inyectado por un número de días, como en el caso de la estimulación de
vapor “huff and puff”, las grandes cantidades de calor normalmente
prevendrán la reprecipitación de la cera en la formación.
Alguna aplicación de calor para remover las parafinas deben ser realizadas
con cuidado antes que los grandes depósitos se acumulen. La remoción
efectiva de la parafina del tubing (que es casi taponado completamente) es
muy difícil debido a que las parafinas sueltas o parcialmente derretidas
hacen un puente en el tubing. Si los grandes depósitos son acumulados, la
remoción mecánica de alguna de las parafinas puede ser conveniente antes
de la aplicación del calor. El luso del aceite caliente a intervalos regulares
ha demostrado ser efectivo en pozos donde las ratas de concentración de
parafinas son conocidas.
Remoción de ceras con dispersantes
Los dispersantes solubles en agua pueden ser usados para remover los
depósitos de parafinas. El Parasperse de Halliburton, un dispersante
soluble en agua, es usados en concentraciones químicas del 2 al 10%,
dependiendo de la cantidad de parafina a ser removida. La parafina no es
disuelta pero dispersa las partículas de parafina para ser circuladas desde
el pozo. La solución Parasperse es muy efectiva si es calentada a 120°F
antes de tratar al pozo. Debido a que el sistema es del 90-98% agua, esta
solución es relativamente económica y no constituye peligro de fuego. Las
pruebas de laboratorio han indicado que en un galón, la solución
Parasperse es capaz de remover 50 veces más las parafinas que el mejor
solvente del mercado.
INHIBIDORES DE PARAFINAS Y ASFALTENOS
Un tratamiento de inhibición de parafinas está diseñado para prevenir la
formación de depósitos de ésta desde el yacimiento. Se conocen 2 técnicas:
- Inhibición química
- Inhibición magnética
Inhibición Química
Se basa en el uso de químicos, los cuales son seleccionados mediante
pruebas de laboratorio para luego aplicarsen en el pozo limpio o
nuevamente completado.
En algunos casos la inhibición puede no ser económica, el caso mas
común se presenta con crudos de alto contenido parafinico (mayor a 30%).
En tales casos resulta mas económico tratar la remoción periódica de
parafina.
Los inhibidores de parafinas tienen las siguientes características:
- Componentes solubles en el aceite
- Interacción con la parafina en el aceite
- Co-cristalización con la parafina
- Permanece en el aceite mientras este sobre el cloud point o por lo
menos sobre la temperatura crítica de depositación.
- Son llamados también modificadores de cristal.
Los inhibidores son puestos en contacto con el aceite a temperatura
suficientemente elevada a tal punto que las moléculas del inhibidor y de la
parafina salgan juntas de la solución cuando el aceite se enfría. El inhibidor
se incorpora en la estructura de crecimiento del cristal, de lo cual suceden
los siguientes efectos:
- Un gran tamaño y la forma del inhibidor reducen la depositación neta.
- El distorcionamiento de la estructura del cristal permiten una
depositación débil y fácil de remover.
- Reducción del pour-point, la viscosidad y el punto de cedencia.
Métodos de tratamiento:
i. Inyección continua: Los inhibidores son inyectados continuamente
usando bombas para inyección de químicos. En casos donde el
problema se presenta en líneas de flujo, se recomienda hacer la
inyección en cabeza de pozo o en algún punto pertinente de la línea.
Si el problema es en el tubing, líneas de inyección de químico de
pequeño diámetro pueden ser corridas hasta el fondo del pozo.
ii. Tratamientos forzados: Después que los tratamientos de lavado se
han hecho, se empuja un inhibidor (insoluble en el agua) dentro de la
formación mediante una corriente de agua, permaneciendo allí hasta
que se restablece el flujo de crudo.
iii. Tratamiento de fractura: Consiste en el uso de inhibidores en
operaciones de fracturamiento hidráulico, logrando de esta manera
depositar dentro de la formación el inhibidor. Permanece en la arena
hasta cuando halla producción de crudo nuevamente.
iv. Tratamiento de barras: Las barras inhibidoras de parafinas fueron
desarrolladas para resolver problemas de manejo de inhibidores en
climas fríos y para proporcionar una mas lenta liberación del químico.
El flujo de aceite gradualmente disuelve la barra, liberando el
inhibidor, y se ubican según el sitio donde se este presentando el
problema de cristalización.
Inhibición magnética
Es la tecnología mas reciente que se está desarrollando en el área de
control de parafina. Su principio se fundamente en la aplicación del campo
magnético en el flujo de aceite. Una vez pasen las partículas de parafina a
través del campo magnético estas quedaran cargadas negativa o
positivamente, logrando con ello que no ocurra nunca la precipitación y por
tanto no halla depositación.
CONCLUSIONES Y OBSERVACIONES
Beneficios De Un Buen Programa De Tratamiento De Parafinas
Como resultado de una buena selección del método de tratamiento y de un
buen diseño del mismo, se tienen los siguientes beneficios:
i. Mejoramiento de la desemulsificación, ocasionando que las
temperaturas de tratamiento a utilizar sean mas bajas.
ii. Menos sedimento en el fondo de los tanques.
iii. Mejoramiento en el control de corrosión obteniendose superficies
limpias más adecuadas para la formación de películas inhibidoras.
iv. Aumento en la producción y disminución en el costo de
levantamiento.
v. Disminución del tiempo de mantenimiento.
El conjunto medio poroso-fluido constituye un sistema termodinámico,
las condiciones correspondientes a la disminución de temperatura son
diferentes a las de aumento de temperatura en dicho sistema, esto es,
no se tienen las condiciones de partida del sistema, es decir no se ha
cerrado un ciclo, lo que imposibilita hablar de reversibilidad en el
proceso de aglomeración y precipitación de asfaltenos en el medio
poroso.
Debido a que no se tienen las condiciones de partida, al aumentar la
temperatura, los asfaltenos que están precipitados se encuentran
imposibilitados para retomar su anterior estado de solución, lo que hace
que se adhieran al medio poroso, creando obstrucción de los canales de
flujo y en consecuencia disminución en permeabilidad.
Es de esperar que hasta la presión del punto de burbuja la precipitación
aumentará, pasada ésta, el problema disminuirá drásticamente.
Es crucial en pozos con problemas de parafinas y asfaltenos tener una
buena metodología para la solución de éste problema, pues las pérdidas
económicas pueden llegar a ser considerablemente grandes si lo que se
busca es rentabilidad del negocio.
La técnica de inhibición puede ser algo costosa inicialmente, pero como
prevención resulta ser bastante aceptable, ya que la remoción posterior
puede complicarse en diferentes medidas y teniendo en cuenta los
costos de los trabajos de workover. Además, es mejor prevenir que
curar.