Parafinas Asfaltenos y Escamas

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PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

Presentado por: ADRIANA MARCELA DURAN PABON PAOLA ANDREA OSORIO POLO YELITZA NORAIDA SUESCUN BOLIVAR

Presentado a: ING. NICOLAS SANTOS SANTOS

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS BUCARAMANGA, ABRIL DE 2013 1 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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TABLA DE CONTENIDO

INTRODUCCION .............................................................................................................................. 6 1. PARAFINAS.................................................................................................................................. 7 1.1 Generalidades ........................................................................................................................ 7 1.2 Ceras Parafínicas o Macrocristalinas ................................................................................. 8 1.3 Ceras Microcristalinas ........................................................................................................... 9 1.4 Propiedades de las Parafinas ............................................................................................ 10 

Punto de fluidez .............................................................................................................. 11



Punto de fusión ............................................................................................................... 11



Punto de nube ................................................................................................................. 11



Punto de cristalización ................................................................................................... 11

1.5 Factores que afectan la precipitación de las parafinas .................................................. 12 

Temperatura: ................................................................................................................... 13



Presión ............................................................................................................................. 14



Pérdida de componentes volátiles ............................................................................... 15



Partículas de material suspendido ............................................................................... 15



Efecto del Peso Molecular y del Punto de Fusión de la Parafina ........................... 15



Efecto de la Proporción Relativa de Solvente-Soluto ............................................... 15

1.6 Depositación de Parafinas.................................................................................................. 16 1.6.1 Mecanismos de Depositación ..................................................................................... 16 1.6.1.1 Difusión molecular .................................................................................................... 16 1.6.1.2 Dispersión por corte o esfuerzo de cizalla ................................................................ 17 1.6.1.3 Movimiento Browniano ............................................................................................ 19 1.7 Problemas Ocasionados por la Depositación de Parafinas .......................................... 21 1.8 Métodos para el Control de Parafinas .............................................................................. 23 1.8.1 Método mecánico ......................................................................................................... 23 2 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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1.8.2 Método operacional ...................................................................................................... 25 1.8.3 Método térmico ............................................................................................................. 25 1.8.4 Método de tratamiento químico .................................................................................. 26 1.8.5 Método de recubrimiento ............................................................................................. 27 1.8.6 Método combinado ....................................................................................................... 28 2. ASFALTENOS ............................................................................................................................ 29 2.1 Definición............................................................................................................................... 29 2.2 Factores que Influyen en la Precipitación de Asfáltenos ............................................... 30 

Presión ............................................................................................................................. 30



Efecto de la solubilidad por la temperatura ................................................................ 31



Cambio de la Composición de los Fluidos del Yacimiento ...................................... 31



Efectos Electrocinéticos ................................................................................................ 33



Viscosidad del Petróleo ................................................................................................. 34

2.3 Precipitación de Asfáltenos ................................................................................................ 34 2.4 Agregación y depositación de Asfáltenos ........................................................................ 35 2.5 Determinación del Contenido de Asfáltenos en el Petróleo Crudo .............................. 37 2.5.1 Diagnostico del Tipo de Daño .................................................................................... 37 2.6 Problemas ocasionados por la deposición de Asfáltenos ............................................. 39 

Taponamiento del Yacimiento y en la Vecindad del Pozo ....................................... 39



Taponamiento de Pozo y de la Tubería de Producción ........................................... 40



Taponamiento de Líneas de Flujo y demás Equipos de Superficie ....................... 40



Formación de Emulsiones Estables ............................................................................ 41

2.7 Remoción de Asfáltenos ..................................................................................................... 41 2.7.1 Tratamientos Mecánicos ............................................................................................. 41 2.7.2 Tratamientos Químicos................................................................................................ 42 2.7.3 Tratamientos Térmicos ................................................................................................ 43 2.7.4 Manipulación de Presión, Temperatura y Tasa de Flujo ........................................ 43 3. ESCAMAS ................................................................................................................................... 44 3 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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3.1 GENERALIDADES .............................................................................................................. 44 3.2 Causas de la inestabilidad del Agua ................................................................................. 47 

Efecto de mezclado del agua ....................................................................................... 47

 Causas de la inestabilidad del agua debido a la presión y cambios de temperatura ............................................................................................................................. 48 

Cambios en el pH ........................................................................................................... 50

3.3 Factores requeridos para la formación de la Escama ................................................... 50 

Solución supersaturada ................................................................................................. 50



Nucleación ....................................................................................................................... 50



Crecimiento y adherencia de los cristales .................................................................. 52

3.4 Tipos de Escamas ............................................................................................................... 54 3.4.1 Escamas Orgánicas ..................................................................................................... 54 3.4.2 Escamas Inorgánicas ................................................................................................... 55 

Depósitos de Carbonato de calcio ................................................................................. 57



Depósitos de carbonatos de magnesio e hidróxido de magnesio ................................ 60



Depósitos de sulfato de calcio....................................................................................... 61



Depósitos de Sulfato de Bario ....................................................................................... 65



Depósitos de sulfato de estroncio................................................................................. 66



Depósitos de hierro ....................................................................................................... 66



Depósitos de sílice ......................................................................................................... 67

3.5 Predicción de las Escamas Inorgánicas........................................................................... 68 3.6 Problemas causados por las Escamas ............................................................................ 70 

Perforación y Completamiento de Pozos ................................................................... 70



Inyección de Agua .......................................................................................................... 71



Daño en el Yacimiento................................................................................................... 72



Producción de Agua ....................................................................................................... 72



Operaciones de Producción.......................................................................................... 73

3.7 Prevención de la formación de Escamas Inorgánicas ................................................... 74 4 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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3.8 Remoción de Escamas Inorgánicas ................................................................................. 76 

Método mecánico ........................................................................................................... 76



Método químico .............................................................................................................. 77

3.9 Inhibición de las Escamas Inorgánicas ............................................................................ 78 

Técnicas de inyección de inhibidores.......................................................................... 80 o

Inyección por squeeze de inhibición ............................................................................. 80

o

Inyección continua con sarta de tratamiento ............................................................... 85

o

Aplicación periódica por baches ................................................................................... 86

o

Tratamiento por inhibidor de escamas encapsulado .................................................... 86

CONCLUSIONES ........................................................................................................................... 89 BIBLIOGRAFIA ............................................................................................................................... 90

5 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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INTRODUCCION La acumulación de depósitos de parafina, asfáltenos y escamas, es uno de los mayores inconvenientes en la producción, transporte y almacenamiento de crudo. En el yacimiento, reducen la permeabilidad de la roca y obstruye el paso del crudo en la cara de la formación; en el pozo, causan daños al equipo de subsuelo y reduce el diámetro efectivo de las tuberías menguando la producción; en las facilidades, obstruyen el paso por las líneas de transporte, impiden una correcta separación aceite-agua en los separadores y se deposita en el fondo de los tanques de almacenamiento. Todos los petróleos contienen parafinas (alcanos normales, isómeros y cíclicos) dentro de su composición, sin embargo, por causa geoquímicas no todos contienes asfáltenos ni escamas. Los petróleos con alto grado de madurez geoquímica generalmente profundos, no contienen sustancias asfálticas (por lo menos asfáltenos). En este trabajo se presenta una revisión de las generalidades principales de las parafinas, asfáltenos y escamas; además de sus principales problemas y soluciones.

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1. PARAFINAS

1.1 Generalidades

Las parafinas constituyen una familia de hidrocarburos también conocidos como alcanos o parafínicos. Están caracterizadas por tener longitudes de C18 hasta C60. Su peso molecular oscila entre 320 y 800, presentan consistencia sólida a temperatura ambiente, poseen cadenas lineales (n-alcanos) o ramificados (isoalcanos), compuestas por carbonos saturados, representados por la fórmula general CnH2n+2, presentan temperaturas de fusión de 64°F a 211°F.

Los

depósitos de parafina están acompañados de resinas, material asfáltico, arena, escamas y en ocasiones agua. Ellas son de naturaleza cristalina y tienden a cristalizar y precipitar del crudo por debajo de su punto de cristalización. Las parafinas son moléculas no polares, cuya interacción se debe a fuerzas de Vander Waals.

Tomado de: determinación del umbral de precipitación de parafinas, Emiliano Ariza, trabajo de grado.

Las parafinas con cinco o menos átomos de carbono existen normalmente como un gas (metano, etano, propano, etc.). Las parafinas con seis a quince átomos de carbono (C6-C15), son líquidas.

Cuando el tamaño molecular es de 16 a 25

carbonos (C16-C25), se observan ceras blandas, (el término cera usualmente se 7 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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refiere a la parafina sólida, pero que en terminología de campo son frecuentemente llamadas parafinas). Las ceras cristalinas duras tienen de 25 a 60 (C25–C60) o más átomos de carbono en la cadena. Las parafinas se pueden clasificar de acuerdo a la configuración de su estructura molecular y al número de carbonos que contengan. Bajo estos criterios se diferencian las ceras parafínicas de las ceras micro-cristalinas, las cuales presentan un mecanismo de daño diferente, si se llegara a depositar en la formación debido al tamaño de los cristales.

1.2 Ceras Parafínicas o Macrocristalinas Es un depósito procedente de un aceite crudo del 40% al 60 % donde se encuentran ceras parafínicas únicamente. Éstas se encuentran comprendidas por parafinas que contienen entre 18 a 30 carbonos en cadena lineal. La estructura molecular que se forma se conoce como macro-cristales, los cuales tienen forma de agujas que al conglomerase constituyen grandes depósitos de cera que ocasionan diversos problemas en las líneas de producción de pozos petroleros y en la formación. Por esta razón, se produce un aumento de la viscosidad por la aglomeración de grandes cristales que serán la causa del taponamiento de los poros de la formación o en un punto determinado del sistema de producción, aspecto que depende del punto de cristalización del crudo.

La figura 1, representa los tres pasos que llevan a cabo desde que empieza a precipitar el primer cristal de parafina (Punto de nube), hasta que el momento en que el crudo deja de fluir (Punto de Fluidez) debido a la aglomeración de los cristales. 8 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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Fuente: RODRÍGUEZ, L. y CASTAÑEDA, M. Estudio de los fenómenos de cristalización de parafinas en el comportamiento fluido dinámico de crudos parafínicos-fase1. En: Ciencia, Tecnología y Futuro, Vol.2 Num.2 (dic.2001).p.65-78.

1.3 Ceras Microcristalinas

Se encuentran en las parafinas que contienen entre 30 a 60 carbonos, con pesos moleculares entre 450 y 800. Son compuestos de cadena lineal con ramificaciones y grupos cíclicos a lo largo de la cadena principal. A diferencia de las ceras parafínicas (macro-cristalinas) sus cristales son pequeños e irregulares lo que hace que no tiendan a aglomerarse, permaneciendo dispersos y sin formar depósitos. No constituyen problemas en las líneas de producción pero pueden ocasionar reducción de la permeabilidad si se precipitan en la formación debido a su tendencia a adherirse a la superficie de los granos. Es importante establecer qué tipo de parafinas se encuentran en el yacimiento para poder identificar el mecanismo de daño a la formación por parafinas y tenerlo en cuenta cuando se vaya a diseñar algún tipo de tratamiento.

9 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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Figura 2. Representación de parafinas microcristalinas y macrocristalinas.

Fuente: <

PETROBRAS.

Espaco

conhecer

http://www.hotsitespetrobras.com.br/espacoconhecer//esp/images/img_Prod_12.jpg

[en >

línea]. [citado en

11 de febrero de 2010].

1.4 Propiedades de las Parafinas

El punto de ebullición, el punto de fusión de las parafinas y en general de los alcanos aumenta con su peso molecular. Otras de las propiedades más importantes que se debe tener en cuenta a la hora de escoger un tratamiento de parafinas, son el punto de fluidez, el punto de cristalización y el punto de nube, los cuales dependen de la temperatura de saturación de los componentes, y la tasa de enfriamiento.

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 Punto de fluidez Se define como la temperatura a la cual el crudo deja de fluir, debido al aumento de la viscosidad producto de la parafina precipitada a medida que se enfría. El punto de fluidez de un crudo refleja la capacidad de la parafina dentro del crudo para desarrollar una red cristalina lo suficientemente resistente para retener e inmovilizar la fase aceite.  Punto de fusión Es la temperatura a la cual una muestra de parafina en estado sólido funde, pasando al estado líquido. El punto de fusión de la parafina puede ser usado para definir la temperatura a la cual la pared de la cañería o facilidades de almacenaje deberían ser calentadas en orden a remover depósitos sólidos. 

Punto de nube

Se define como la temperatura a la cual se forma la primera precipitación o primer cristal de parafina a presión atmosférica. El punto de nube para cada mezcla de crudo depende de la temperatura de saturación de sus componentes y de la tasa de enfriamiento a la que se someta la mezcla de hidrocarburos. El punto de nube disminuye a medida que aumenta el número de carbonos. 

Punto de cristalización

Se define como la temperatura a la cual se forma el primer cristal de parafinas, en un crudo vivo, es decir, con gas en solución; esto ocurre a condiciones (presiones) de yacimiento. También ese punto es conocido en la industria del petróleo como la temperatura a la que aparecen las ceras en el crudo.

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1.5 Factores que afectan la precipitación de las parafinas

La precipitación y depositación de parafinas se manifiesta en todas las etapas de la producción de petróleo. Cuando se presenta en el yacimiento, reduce el diámetro de la garganta del poro, lo cual causa una disminución en el aporte de fluido de la formación productora. En otros casos, la precipitación de parafinas reduce la permeabilidad del yacimiento, y si ésta ocurre cerca del pozo, ocasiona daños a la formación y obstruye los orificios cañoneados. Cuando se presenta en los sistemas de producción reduce el radio efectivo por el cual se origina, esto conlleva a una disminución del nivel de fluido en los sistemas de almacenamiento. La precipitación de parafinas se desencadena por varios factores, entre los que se puede mencionar: cambios de presión, temperatura, composición química del crudo, mezclas con diluyentes u otros aceites y durante la estimulación ácida. Por otra parte, la solubilidad de la parafina en el crudo es una variable muy importante, ya que disminuye en el momento de la precipitación a causa del cambio de las propiedades termodinámicas del crudo. Cabe aclarar, que no necesariamente se presenta depositación cuando la solubilidad disminuye, pues si los cristales precipitados, que normalmente tienen forma de aguja, permanecen dispersos en el crudo, no tienden a depositarse en la superficie, caso contrario en el que un material nucleante (asfáltenos, finos de formación, productos de corrosión) ayuda a la aglomeración de los cristales, estas aglomeraciones tienden a depositarse y causan problemas en las líneas de producción. Asimismo, se puede decir que la mayor causa de la disminución de la solubilidad de la parafina en el crudo, es el descenso de la temperatura, que puede provocarse por la disminución de presión que experimenta el crudo a medida que se acerca a la superficie o por la expansión que ocurre cuando el crudo sale de la formación hacia el pozo. La pérdida de gas e hidrocarburos livianos del crudo 12 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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también disminuyen la solubilidad de la parafina, este efecto contribuye a la depositación en líneas de superficie y tanques. Altas relaciones gas-aceite (GOR), evitan los problemas de depositación de parafina. Figura 3. Sitios potenciales de precipitación de parafinas.

Fuente: Modificado de “Estudio de los Fenómenos de Cristalización de las Parafinas”.

 Temperatura: Los hidrocarburos a condiciones de yacimiento se encuentran a una cierta temperatura que depende de la profundidad.

A medida que los

fluidos durante la producción viajan a superficie se van enfriando. Cuando el crudo se enfría, pierde solubilidad, y no pude mantener las partículas en suspensión por más tiempo.

Las parafinas se solidifican, sus partículas se

asientan y se acumulan en depósitos cerosos. La deposición de parafinas está caracterizada por cuatro temperaturas: Punto de Cristalización, Punto de Gel, Punto de Fluidez y Temperatura de Fusión (temperatura de congelamiento). 13 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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Los cambios de temperatura se pueden dar por:  Liberación de gas en el yacimiento, es decir, disminución de la solubilidad.  Radiación de calor del yacimiento a las formaciones vecinas  Liberación del gas y los compuestos livianos del crudo en su viaje de yacimiento a superficie.  Cambio en la temperatura por intrusión de agua u otro líquido a por temperaturas externas bajas (en la cabeza del pozo).  Presión: La precipitación de parafinas es a menudo estudiada para crudos muertos, pero el efecto de la presión y la composición del crudo no es muy clara. La presión mantiene los gases y componentes volátiles en solución y ayuda a mantener el fluido a la temperatura de formación. Obviamente, es imposible producir el crudo sin tener una caída de presión considerable; entonces, ambos factores actúan simultáneamente, las caídas de presión y las caídas de temperatura, porque los gases se desarrollan y se expanden, y los componentes más pesados se precipitan formando parafinas.

14 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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 Pérdida de componentes volátiles: La pérdida de los constituyentes más livianos del crudo definitivamente reduce la cantidad de parafinas que pueden mantenerse en solución.

La reducción en el volumen de aceite resulta en

menos solvente disponible para disolver la misma cantidad de cera.  Partículas de material suspendido: La evidencia muestra que a medida que las parafinas empiezan a separarse cuando la temperatura cae, las partículas de la formación, tales como arenas y arcillas aceleran éste proceso. 

Efecto del Peso Molecular y del Punto de Fusión de la Parafina: A temperatura constante, cuando el peso molecular de la parafina se incrementa, el punto de fusión se aumenta, disminuyendo la solubilidad en los solventes. Esto quiere decir, que la concentración de parafina en el crudo tiene gran influencia sobre la temperatura del punto de fusión y por tanto sobre la temperatura del punto de cristalización



Efecto de la Proporción Relativa de Solvente-Soluto: Cuando la concentración de soluto en la solución se incrementa, el punto de cristalización aumenta. El soluto se denomina a las parafinas que precipitan, se cristalizan y forman una fase sólida y el solvente serán los demás componentes del crudo que no cristalizan.

Los tres parámetros que afectan la solubilidad de la

parafina en el crudo son la temperatura, la presión y la composición del crudo. Sin embargo, se ha analizado que es principalmente una función del número de carbonos, como es mostrado en la figura 4.

15 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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Figura 4. Solubilidad de la Parafina

Fuente: tomada de Recent Advances in wax deposition Modeling. Baker Petrolite. February 2006.

1.6 Depositación de Parafinas

1.6.1 Mecanismos de Depositación

En los yacimientos en los que la temperatura está por encima del punto de cristalización, el punto crítico en donde puede iniciar la precipitación y acumulación de parafina es en la tubería de producción, en el que se presenta una fuerte liberación de presión y caída de temperatura. La depositación de parafinas en tuberías y oleoductos está gobernada por tres mecanismos: difusión molecular, por corte y movimiento Browniano. 1.6.1.1 Difusión molecular Es el mecanismo que prevalece mientras el crudo está por encima del punto de cristalización. A medida que el crudo asciende dentro de la tubería de producción se somete a una transferencia de calor con las paredes de la tubería y se forma un perfil de temperatura (figura 5) en el cual a temperaturas inferiores al punto de 16 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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cristalización existe una concentración de cristales de parafina que da lugar a la difusión. Figura 5. Depositación de parafinas por difusión molecular.

1.6.1.2 Dispersión por corte o esfuerzo de cizalla Se presenta cuando el crudo tiene temperatura inferior al punto de cristalización. Los cristales dispersos en el crudo son llevados por esfuerzos de corte a las paredes de la tubería en donde se agrupan con las capas de cristales ya formadas por difusión molecular (figura 6).

17 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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Figura 6. Depositación de parafinas por corte.

En ambientes de alto corte corte (flujo turbulento) la habilidad de constituyentes de las parafinas para solidificarse y alcanzar el punto de fluidez es disminuir la nucleación mediante la perturbación del flujo, mientras que en flujo laminar las moléculas de parafina tienden a alinearse adyacentes unas con otras en dirección del flujo induciendo a la nucleación y formación de cristales (figura 7). Figura 7. Efecto del régimen de flujo en la depositación de parafinas.

18 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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1.6.1.3 Movimiento Browniano Es el movimiento al azar de las partículas de parafina que hace que se choquen entre ellas, lo cual conlleva a que se aglomeren y formen cristales (figura 8). Figura 8. Depositación de parafinas por movimiento Browniano.

Está demostrado que las fracciones livianas del crudo son responsables de los bajos puntos de cristalización y de mantener los compuestos pesados, ceras y asfáltenos en solución, inclusive en altas concentraciones de componentes parafínicos de alto peso molecular. Bajo condiciones de yacimiento, las diferentes fracciones que componen el crudo están en equilibrio termodinámico, donde los valores de presión y temperatura son lo suficientemente altos para mantener las fracciones pesadas en solución. Una vez el proceso de producción comienza y el crudo es llevado hacia la superficie, se interrumpe este equilibrio provocando cambios físicos y químicos del fluido. Esto causa que los compuestos orgánicos del crudo, llamados parafina, lleguen a ser insolubles en el aceite.

Cuando la parafina es enfriada lo suficiente por debajo del punto de cristalización, ésta va perdiendo sus propiedades adherentes. Esto puede explicar por qué la mayor cantidad de depósitos de parafina aparecen en una sección determinada de la tubería del pozo donde recién la temperatura está por debajo de la temperatura de cristalización. 19 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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La presencia de impurezas como asfáltenos induce al proceso de nucleación de la cera, afirman Os’kin, Allen y Roberts; sin embargo, otros autores afirman que la solubilidad de las parafinas en el petróleo decrece con un incremento en la cantidad de alquitrán y asfáltenos, que en estado coloidal previenen el crecimiento de los cristales y la formación de redes.

Son muchas las condiciones que

favorecen la depositación de parafinas en los procesos normales de producción, entre ellos: 

Rugosidad de la tubería. Las imperfecciones en la superficie favorecen la adherencia de los cristales de parafina que precipitan del crudo.



La mojabilidad natural de la tubería. Si existe mojabilidad por agua, se forma una película sobre la superficie de la tubería evitando el contacto directo y consecuente adherencia entre ésta y las moléculas de cera; sin embargo, los tratamientos de acidificación pueden alterar la mojabilidad natural en el yacimiento causando daño a la formación.



La tasa de flujo. Existen opiniones encontradas respecto al efecto de la tasa de flujo sobre la generación de depósitos de parafina. Hartley y Bin Jadid, sugieren que en flujo laminar la acumulación de depósitos de parafina incrementa con la tasa de flujo, pero aclaran que en régimen turbulento y manteniendo alta la tasa de flujo, la acumulación decrece. Hammami y Raines, concluyen luego de estudios en campo: “es especulación: que el régimen de flujo laminar induzca al proceso de cristalización de la cera”. Por otro lado, Misra, Baruah y Sing, centran la atención en las características de los depósitos parafínicos formados cuando el crudo fluye bajo regímenes turbulentos y altas tasas de producción; concluyendo que dichos aglomerados tienden a ser pequeños, compactos y difíciles de remover, por estar formados de cristales con buena cohesión entre sí.

Varios autores afirman que: los

depósitos de parafina formados en la tubería de producción y transporte son 20 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS mayores cuando el crudo fluye lentamente, debido a que existe mayor transferencia de calor del crudo a la tubería, consecuencia de un tiempo prolongado de residencia del aceite en las zonas frías del sistema.

No

obstante, la reducción de la temperatura del crudo es según muchos autores, la principal causa de la migración de las ceras (aglomerados de parafinas) hacia las paredes de las tuberías. Inicialmente la tasa de acumulación es alta en una tubería limpia, pero hay una reducción de la misma cada vez que más cera se deposita, actuando ésta última como un aislamiento térmico entre el crudo y la tubería.

1.7 Problemas Ocasionados por la Depositación de Parafinas

Las ceras parafínicas pueden llegar a depositarse en los distintos sitios del sistema de producción generando inconvenientes en la producción, transporte y almacenamiento de crudo; incide en el daño a la formación, reduce la permeabilidad de la roca y obstruye el paso del crudo en la cara de la formación. El daño a la formación es probablemente el mayor problema causado por parafina en la industria del petróleo, y en ocasiones pasa desapercibido o se asocia a agotamiento natural y puede eventualmente causar abandono prematuro de pozos. G.D. Sutton and L.D. Roberts, afirman que la precipitación de parafinas en la cara de la formación es casi irreversible, debido a que la cera, una vez precipitada de la solución, es muy difícil de disolver nuevamente en el mismo fluido, incluso elevando la temperatura a la del crudo en formación; por supuesto, yacimientos con temperaturas mucho más elevadas que el punto de disolución (melting point) de la parafina precipitada, no son afectados.

21 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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En el pozo, causa daños al cabezal, al equipo de subsuelo y reduce el diámetro efectivo de las tuberías, menguando la producción. La cristalización de la cera crea una reducción en la capacidad efectiva de la tubería incrementando la presión requerida para el bombeo, algunas veces, más allá de los límites del sistema, lo que obliga a detener el transporte de crudo. En las facilidades, impide una correcta separación aceite-agua en los separadores y se deposita en el fondo de los tanques de almacenamiento. En general, la acumulación de depósitos de parafina puede presentarse en cualquier lugar del sistema de producción aumentando los trabajos de remoción, deteniendo la producción por tiempos prolongados y por consiguiente incrementando el costo del petróleo extraído. Al igual que cualquier proceso acumulativo, los depósitos de parafinas pueden tomar años o días para ser medibles, dependiendo de: el estado del sistema de producción, la composición del crudo, la profundidad del pozo, cantidad de agua, número de tratamientos de estimulación, etc. Cada pozo, inclusive de un mismo yacimiento, es distinto de los demás y produce crudo de características individuales; muestras de depósitos parafínicos tomadas a distintas profundidades en el mismo pozo mostraron diferentes composiciones. Esto sugiere, que los problemas de parafina en un campo petrolífero, pueden ser realmente variados. La forma adecuada para tratar el problema de depositación de parafinas involucra estudios de laboratorio de los métodos de control existentes, donde se analiza la efectividad para cada zona del yacimiento en particular a tratar antes de su implementación en campo.

22 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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1.8 Métodos para el Control de Parafinas

1.8.1 Método mecánico

El método mecánico es el más antiguo y comúnmente usado para el control de parafinas. Consiste en la remoción de ésta del tubing o tubería de producción mediante el uso de raspadores (figura 9) y cortadores de parafina. La desventaja de este método es que la parafina raspada puede llegar a ocasionar taponamiento a las secciones cañoneadas. La principal ventaja

es que se

convierte en una alternativa relativamente económica, si no es necesaria la limpieza del pozo muy frecuentemente, ya que para realizarla se tiene que detener la producción y por consiguiente se generan pérdidas económicas. El principal enfoque mecánico para ayudar a limpiar un oleoducto y eliminar la acumulación de parafina, es un dispositivo a través de la tubería que raspa las paredes internas de la misma y empuja a través de la parafina. Este tipo de dispositivo de limpieza recibe el nombre de "marrano o pig", por el chirrido que causa en el momento del raspado de la pared interna de la tubería. El marrano es normalmente impulsado a través de la tubería por un bombeo de alta presión que se ejerce detrás de él. Pero si la acumulación de parafina en las paredes interiores de la tubería es relativamente alta, mientras el marrano avanza recogerá tanta parafina en el frente que bloqueara cualquier movimiento de los marranos. En otras palabras, a medida que más y más parafina se raspa de la pared interior de la tubería, más se acumula en la parte frontal de los marranos haciendo su movimiento más difícil, en algún momento la presión de bombeo en la tubería no será suficiente para empujar el marrano junto con la parafina acumulada a su paso. Los tres tipos de marranos más usados en la industria son: el marrano de disco, marrano de copa, marrano de esfera y el marrano polly (figura 10, figura 11, 23 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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figura 12). Los marranos de disco y de copa son hechos del mismo material, pero tienen diferentes diseños y formas. El marrano polly es hecho de un material diferente (espuma) al de los marranos de disco y copa.

Figura 9. Raspador.

Figura 10. Marrano de disco y copa.

Figura 11. Marrano de esfera.

Figura 12. Marrano polly.

Fuente: GIRARD INDUSTRIES. Productos. [en línea]http://girardind.com/ 24 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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1.8.2 Método operacional

Este método consiste en regular la velocidad y el caudal de producción con el objetivo de disminuir la precipitación de sólidos en la sarta de producción. Una tasa de producción elevada no sólo trae como beneficio evitar la precipitación de parafina sino que también evita que ésta se adhiera a las paredes de la tubería y en ciertos casos desprende la misma que se encuentra depositada en la tubing. Cabe aclarar que sólo desprende las ceras más blandas, ya que el esfuerzo de corte que el fluido hace a los depósitos no es tan fuerte como para remover las parafinas más duras, esto lleva a que con el tiempo se formen depósitos de parafina muy sólidos y por supuesto más difíciles de tratar. La necesidad de mantener el crudo por debajo del punto de nube para así evitar que la parafina se precipite, lleva a utilizar el aumento de la tasa de producción para mantener la temperatura por encima del punto en el cual se precipitan las ceras en el crudo.

1.8.3 Método térmico

Como en ciertas ocasiones los métodos mecánicos no son muy efectivos, se tiende a utilizar y sacar ventaja de la propiedad que tiene el calor para fundir la parafina y para la resolución de la emulsión. Sin embargo la cantidad de calor utilizada para esta acción es clave, ya que la cantidad de calor por unidad de volumen tiene un precio, la generación de calor para llevar a cabo estos procesos repercute en que el precio de producción por cada barril de petróleo aumente. En este sentido se han desarrollado muchos estudios referentes al tema y se ha determinado que la cantidad de calor necesaria para fundir la parafina es inversamente proporcional a la distancia existente entre las moléculas de parafina depositada. 25 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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Entre las técnicas más utilizadas para control de parafinas utilizando métodos térmicos se encuentran: Inyección de aceite caliente Inyección de agua caliente Calentadores en el fondo del pozo Calentadores eléctricos de la tubería

1.8.4 Método de tratamiento químico

El tratamiento químico es requerido usualmente como una alternativa para el aceite caliente (método térmico). Después de tener repetidas reincidencias usando procesos de aceite caliente, es prudente probar un método químico de radicación del problema. Los métodos continuos (consisten en una inducción continua del químico) y a baches (consiste en una inyección cíclica del fluido) son adoptados para inyectar el químico desde el anular hacia el pozo, es decir, circular el químico bajo el anular y retornarlo a través del tubing, para remover el sedimento de parafina que se encuentra adherido a la pared del tubing. El método continuo consiste en una bomba especial de inyección instalada en la cabeza del pozo (wellhead) y a través de una fuerza impulsiva producida por el movimiento de arriba a abajo de la unidad de bombeo se impulsa el pistón de la bomba de inyección, haciendo que el químico caiga dentro del pozo. El tratamiento por baches es llevado a cabo usando un camión de bombeo pequeño con un inyector rápido que agrega el removedor de parafina desde el anular dentro del tubing en un tiempo predeterminado. 26 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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El control químico correctivo de los problemas de depositación de parafinas en pozos de petróleo se basa en el uso de cuatro clases de productos químicos: Solventes Dispersantes Surfactantes Modificadores de cristal Los productos químicos mencionados, también se pueden utilizar por separado como métodos preventivos o correctivos.

1.8.5 Método de recubrimiento

En muchos casos no se puede evitar totalmente la precipitación de la parafina en el pozo y las líneas de superficie por lo que se aplican técnicas que reducen la tasa de depositación de parafina. Algunas de estas técnicas pueden ser el uso de tuberías con fibra de vidrio, tuberías plásticas lisas y tuberías recubiertas con químicos. Estas tuberías afectan la tasa de depositación ya que en la superficie de estas es más difícil la adherencia de los cristales de parafina. Aunque la depositación de parafina sobre las superficies plásticas o de vidrio se lleve a cabo mucho más lentamente, solo será una ventaja hasta que la tubería sea cubierta por una capa de parafina, después de esto la acumulación será totalmente igual a la que sucede en la tubería de acero, por lo cual estas deben ser limpiadas cada cierto lapso de tiempo.

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La limpieza en estas tuberías debe hacerse con mucho cuidado ya que no se puede utilizar las mismas técnicas de limpieza en todas las tuberías. Por ejemplo, los solventes o el aceite caliente dañaran una tubería PVC, el aceite caliente usado para limpieza en tuberías plásticas reforzadas con fibra de vidrio puede reventar la tubería plástica en las juntas.

1.8.6 Método combinado

En muchos casos la aplicación de un solo método para corregir el problema de depositación de parafinas puede no ser muy efectiva, por lo cual frecuentemente se suelen aplicar dos o más métodos con el fin de buscar mayor efectividad en la solución del problema, a esto se le llama aplicación de un método combinado. Uno de los métodos combinados con mayor aplicación en la industria es el método termoquímico, debido a su efectividad; consiste en tratar térmicamente los cristales de parafina formados, disolverlos y mediante un agregado químico evitar su regeneración. Es popular ya que corrige el problema de los depósitos de parafina y evita posteriormente la precipitación, aunque es relativamente costoso. Lo importante al querer implementar una técnica combinada es mirar que los métodos sean afines y que el beneficio/costo sea mayor para el combinado que para un sistema individual.

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2. ASFALTENOS

2.1 Definición

Los asfáltenos son una clase de componentes de los hidrocarburos; son aromáticos de alto peso molecular de aspecto negro y se desboronan fácilmente cuando estos precipitan. Ciertas propiedades de los asfáltenos se conocen desde antes de la perforación de los primeros pozos comerciales de petróleo. El término se originó en 1837 cuando J.B. Boussingault definió a los asfáltenos como el residuo de la destilación del bitumen: insoluble en alcohol y soluble entre mentina. La definición que se utiliza actualmente es similar: insoluble en n-alcanos, tales como el n-pentano o el n-heptano, y soluble en tolueno. Los asfáltenos obtenidos de esta manera son sólidos friables, de color oscuro, con una densidad de aproximadamente 1.2 g/cm3. Además son infusibles, lo que significa que no poseen un punto de fusión definido, pero se descomponen frente al calor, dejando un residuo carbonoso. Las partículas de los asfáltenos tienen peso molecular de 10,000 a 100,000 gr-mol y su densidad es aproximada de 1.2 gr/cm3. La estructura

química de los asfáltenos consiste en anillos aromáticos con

oxígeno y nitrógeno en cadenas heterocíclicas. Esto permite que los asfáltenos estén presentes en el petróleo crudo como micelas parcialmente disueltas de partículas coloidales dispersas. Generalmente se descomponen al ser calentados a temperaturas mayores de 200°C. 29 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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2.2 Factores que Influyen en la Precipitación de Asfáltenos



Presión

La presión es uno de los factores más importantes que influencia los depósitos de sólidos en crudos asfálticos. El efecto de la presión es más intenso cuando el petróleo es rico en fracciones livianas y está cercano a su punto de burbujeo (Leontaritis y Mansoori, 1988) Cuando la presión cae por debajo del punto de burbujeo permitiendo la formación de la fase gaseosa, comienza a ocurrir diferentes fenómenos los cuales originan una rápida deposición de asfáltenos. Estos fenómenos incluyen la pérdida de los hidrocarburos livianos, liberación de gas disuelto en solución y pérdida de volumen molar debido a la vaporización de los constituyentes más livianos. La expansión de los gases y la subsiguiente evaporación de los materiales volátiles a medida que el crudo deja la formación y entra al pozo van acompañadas de la disminución de la temperatura (Álvarez, 2001)

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

Efecto de la solubilidad por la temperatura

La solubilidad de los asfáltenos es menor a bajas temperaturas, similar a la de las parafinas. Esto puede hacer que los asfáltenos se depositen en la tubería cuando la temperatura sea tan baja durante la producción. Los efectos de la temperatura y la solubilidad de los asfáltenos son unos de los pocos y raros acontecimientos en los que la temperatura cambia abruptamente. La depositación puede ser repentina y devastadora. 

Cambio de la Composición de los Fluidos del Yacimiento

La composición de un fluido del yacimiento puede cambiar como consecuencia de un agotamiento normal durante la producción primaria del mismo. Esto resultará en la pérdida de los componentes más livianos del petróleo causando una disminución en la relación gas-petróleo (RGP) y un aumento en la densidad de los fluidos.

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Como una regla general, ambos efectos reducirán la tendencia de precipitación de asfáltenos de los fluidos del yacimiento. Esto es porque tanto el gas como los asfáltenos compiten por la solvencia en el petróleo crudo y cuando el petróleo pierde sus fracciones ligeras, más asfáltenos puede ir en solución. Por consiguiente, como la producción en el yacimiento declina, la presión disminuye y el petróleo se hace más pesado, debe esperarse que los problemas de asfalteno disminuyan (Kokal y Sayegh, 1995).

Figura 13: Efecto de Composición. Relación entre Saturados, Aromáticos, Resinas y Asfáltenos sobre la estabilidad de varios crudos. (Alí, 1999). Como se observa en la Figura 13, crudos con un alto contenido de hidrocarburos saturados, pocos hidrocarburos aromáticos y resinas tendrán mayor probabilidad de precipitación de asfáltenos que los petróleos con pequeña cantidad de hidrocarburos saturados. La determinación de los porcentajes de saturados, 32 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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aromáticos, resinas y asfáltenos presentes en el petróleo crudo se lleva como una medida de control de la precipitación. El porcentaje presente de asfáltenos en el petróleo es indicativo de la probabilidad de precipitación en el sistema. La determinación del porcentaje del asfáltenos es aplicable a cualquier tipo de petróleo crudo y permite determinar la segregación de petróleos crudos, para tomar control de los pozos candidatos para la instalación de un sistema de inyección química así como la caracterización de yacimientos donde se encuentran los pozos de petróleo.(Ali et al, 1999)



Efectos Electrocinéticos

Como se mencionó, el potencial generado durante el flujo de petróleo a través de los poros del yacimiento o la tubería de producción puede ayudar en la deposición de asfáltenos por electro-deposición. El problema de asfáltenos será mayor en las cercanías del pozo dónde la velocidad es más alta. Para reducir la deposición por efectos electro-cinéticos la velocidad de los fluidos en el yacimiento deben mantenerse a un mínimo. Deben ser evitadas las altas caídas de presión como consecuencia de altas velocidades de los fluidos en la formación y los pozos. Para crudos asfalténicos, el pozo debe limpiarse adecuadamente después de períodos cerrados o trabajos de reacondicionamiento. La tasa de flujo debe ser pequeña durante las etapas iniciales de producción y la apertura excesiva de los estranguladores en la superficie debe ser evitada ya que promueve la floculación y deposición de asfáltenos (Kokal y Sayegh, 1995).

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

Viscosidad del Petróleo

Esta es afectada tanto por la presión como por la temperatura. Una disminución en la presión al igual que un aumento en la temperatura causa una disminución en la viscosidad. Además, se tiene que en crudos pesados en comparación con los medianos y livianos, la alta viscosidad impide la formación de depósitos, por ser menos probable la agrupación de los flóculos, la cual es atribuida a la alta resistencia molecular que debe ser vencida, siendo más probable la deposición de asfáltenos en crudos medianos y livianos. (Boer, 1992)

2.3 Precipitación de Asfáltenos

La precipitación de asfáltenos se refiere al fenómeno mediante el cual un crudo, bajo ciertas condiciones de presión, temperatura, composición y régimen de flujo, se separa en una o dos fases fluidas de grandes proporciones (gas y/o líquido) y en una fase insoluble, de menor tamaño, constituida principalmente por los asfáltenos. Con base en la numerosa información experimental se ha propuesto que el fenómeno de precipitación de asfáltenos puede ser descrito como un proceso en varias etapas que van desde la asociación de asfáltenos para formar pequeños agregados o pseudo-micelas, pasando por el crecimiento de éstos para conducir a agregados más grandes, los cuales, en condiciones favorables, crecen lo suficiente como para precipitar

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2.4 Agregación y depositación de Asfáltenos

Se presume que los asfáltenos, considerados como la fracción pesada del crudo, se encuentran en suspensión coloidal en el petróleo, debido a que la superficie de las partículas asfalténicas, dispersas en una fase continua como es el aceite, se encuentra totalmente rodeada de resinas en forma micelar. Tales asfáltenos se difunden en el crudo siguiendo un movimiento aleatorio conocido como movimiento Browniano. Las resinas son las responsables de mantener separados a los asfáltenos manteniendo al sistema en estabilidad, debido a que la fuerza de repulsión electrostática es mayor que la fuerza de atracción de van der Waals. Sin embargo, si a este sistema en

estabilidad

coloidal se le inyecta un solvente ionizador (como n-pentano, tolueno, etc.) o existe alguna perturbación físico-química ocasionada en el campo petrolífero (como las que suceden en la producción de pozos), se provoca que la concentración de moléculas de resina cambie, ya que algunas resinas abandonan la micela, alterando la estabilidad de las partículas asfalténicas suspendidas en el aceite y causando la debilitación de las fuerzas repulsivas, provocando una interacción mutua entre asfáltenos. Por lo tanto, cuando dos partículas de asfalteno con movimiento Browniano presentan contacto en áreas libres de resina, quedan pegadas, formando un cúmulo asfalténico de dos partículas que se difundirá en el sistema, con la probabilidad de quedar pegado a otras partículas individuales o

a otros agregados asfalténicos de tamaño

variable que se

encuentren en el aceite A este fenómeno se le conoce como agregación. En otras palabras, la agregación es el proceso en el que las partículas individuales o cúmulos de partículas se adhieren a otras partículas de asfáltenos o cúmulos, haciendo que los agregados crezcan. 35 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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Conforme el proceso de agregación transcurre en el tiempo, el número de partículas individuales y cúmulos asfalténicos disminuye, debido a que se juntan para formar agregados más grandes y pesados. Además, elementos externos, tales como la gravedad, adsorción, etc., ocasionan que las partículas y agregados asfalténicos tiendan a precipitarse hacia al fondo y a pegarse a las paredes de las tuberías. A este fenómeno se le conoce como deposición orgánica.

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Los parámetros que gobiernan la agregación de asfáltenos son la composición del petróleo, la temperatura y

la presión

en

la que se encuentra el crudo. La

alteración de alguno de estos parámetros provocará la inestabilidad del sistema, que se traducirá en agregación de asfáltenos y dará lugar a la formación de un material insoluble en el crudo líquido.

2.5 Determinación del Contenido de Asfáltenos en el Petróleo Crudo

Dado que el contenido de asfáltenos constituye un factor importante en la determinación de los trayectos de procesamiento y refinación de un crudo, se ha desarrollado un método de laboratorio conveniente para cuantificar la fracción de asfáltenos. Esta técnica separa el petróleo muerto, o petróleo que ha perdido sus componentes gaseosos, en saturados, aromáticos, resinas y asfáltenos (SARA), dependiendo de su solubilidad y polaridad

2.5.1 Diagnostico del Tipo de Daño

El camino más directo para determinar si un pozo está experimentando un problema de depositación de asfáltenos es recuperar y analizar una muestra del pozo. Observando en el campo la apariencia de la muestra y realizando pruebas de solubilidad para distinguir los asfáltenos de las parafinas y de las incrustaciones inorgánicas. La presencia o depositación de asfáltenos y parafinas pueden también ser identificados.

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Una forma de hacerlo en campo o laboratorio es la siguiente: Observe de manera visual la muestra. Un asfalteno es un sólido negro. Aunque las parafinas tienen un color oscuro, su apariencia es más cerosa y los asfáltenos tienden a ser más como carbón o alquitrán. Caliente lentamente una parte de la muestra. Las parafinas se derretirán, pero los asfáltenos y las incrustaciones inorgánicas no. Mezcle una parte de la muestra con xileno. Tanto las parafinas y los asfáltenos se disuelven parcialmente el xileno. Sin embargo, si es añadido pentano, hexano o heptano a la solución con xileno, los asfáltenos precipitarán mientras que las parafinas permanecerán en la solución.

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2.6 Problemas ocasionados por la deposición de Asfáltenos

Los problemas asociados a la deposición de asfáltenos ocurren tanto en subsuelo como en superficie, afectando la explotación efectiva de los yacimientos petrolíferos. A continuación se presentan los problemas típicos ocasionados por la precipitación de asfáltenos: • Taponamiento del yacimiento y en la vecindad del pozo. • Taponamiento de la tubería de producción. • Taponamiento de las líneas de flujo y demás equipos de superficie. • Deterioro de la calidad del crudo por la formación de emulsiones estables.



Taponamiento del Yacimiento y en la Vecindad del Pozo

Un problema de gran relevancia es cuando la deposición de los asfáltenos ocurre a nivel del yacimiento y en las cercanías del pozo, debido a que en esta zona curren las mayores caídas de presión en el yacimiento, pudiéndose alcanzar condiciones por debajo del umbral superior de precipitación. Debido a que en esta zona el área de flujo es pequeña, la mayor cantidad de flóculos se adhiere a la roca o es retenida en las gargantas de los poros ocasionando el taponamiento de la formación, ya que sólo una pequeña cantidad de estos es transportada por los fluidos hasta la tubería del pozo.

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

Taponamiento de Pozo y de la Tubería de Producción

Quizás el lugar dónde el problema de asfáltenos es muy agudo es en el pozo y en la tubería de producción. Durante la producción, el crudo sufre cambios de presión y temperatura a medida que fluye desde el yacimiento hasta la superficie. Dependiendo de estas variaciones y de la composición del mismo, puede suceder que el crudo a condiciones de yacimiento, se separe se separe en dos o tres fases (gas-liquido o gas-liquido-sólido), mientras se encuentra fluyendo en la tubería de producción. En muchos casos el depósito de asfáltenos tapona el pozo y resulta en pérdidas de producción. Las pérdidas de producción y la limpieza del pozo por la precipitación de asfáltenos conducen a un incremento de los costos y pueden afectar la economía de un proyecto de recuperación del petróleo. 

Taponamiento de Líneas de Flujo y demás Equipos de Superficie

La incidencia del problema de precipitación de asfáltenos no sólo se limita al yacimiento, en el pozo y en la tubería de producción, pero puede ocurrir en las líneas de flujo y en las instalaciones de superficie. Los problemas de precipitación de asfáltenos ocurren principalmente en las estaciones de flujo y en las instalaciones y equipos asociadas a los sistemas de manejo, transporte y compresión del gas. Estudios hechos sobre la deposición de los asfáltenos en los gasoductos, han determinado que la presencia de estos en los sistemas de compresión, transporte y manejo del gas, se debe fundamentalmente al arrastre de líquidos por corrientes de gas en los separadores (Álvarez, 2001). 40 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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

Formación de Emulsiones Estables

De estudios experimentales se ha concluido que la presencia de material asfalténico favorece la formación de emulsiones en la mayor parte de los crudos que lo contienen. A mayor contenido de este material, las emulsiones agua-crudo son mas estables; ya que las sustancias asfalténicas envuelven a las partículas de Agua (Álvarez, 2001). 2.7 Remoción de Asfáltenos

Los pozos parcial o completamente tapados de los depósitos de asfalteno son limpiados usando varios métodos. 2.7.1 Tratamientos Mecánicos

Los siguientes tratamientos son usados para remover los depósitos de asfáltenos de las líneas de flujo y tuberías de producción. Estos métodos incluyen raspadores de barra, raspadores de guaya fina, raspadores de línea de flujo, pistón raspador de libre-flotación y tuberías de guaya fina. Las ventajas del método mecánico son la buena limpieza, es seguro y un daño mínimo a la formación (Straub y Autry, 2001). Pero por otro lado, las desventajas son: (a) tratamientos Costosos y restringidos para los equipos de producción pero no para la formación productora, (b) la aplicación es limitada por los equipos involucrados y por el tiempo, y (c) Peligro de pesca de herramientas que pueden perderse en el hoyo. 41 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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2.7.2 Tratamientos Químicos

Los métodos químicos son los más comunes para el tratamiento de asfáltenos ya que pueden usarse para tratar las deposiciones en el pozo y/o en las formaciones productoras. Numerosos solventes, aditivos y químicos comerciales están disponibles por muchas compañías para disolver los asfáltenos depositados. El tratamiento químico (Allen y Roberts, 1982) se clasifica en tres clases principales: (a) Tratamiento con Solventes: Los solventes (como el tolueno, el xileno y otros solventes como la piridina y bisulfuro de carbono) generalmente se usan para disolver depósitos de asfáltenos, pero su uso ha sido limitado debido a su costo, consideraciones de seguridad y otros problemas. (Kokal y Sayegh, 1995). (b) Detergentes de Asfáltenos: Los detergentes (Allen y Roberts, 1982) son una clase de agentes surfactantes. Se usan para fracturar los depósitos de asfáltenos y también les impide re-aglomerarse. (c) Modificadores de cristal: Estos son polímeros usados para alterar el crecimiento del cristal rompiendo los “sitios de nucleación”, cristalización, o modificando los cristales de parafina. (Bernadiner, 1993). Para todos los tipos de tratamientos químicos, la seguridad medioambiental y los riesgos de exposición personal deben ser considerados, ya que produce desventajas adicionales y restricciones para muchos materiales de tratamiento químico. El procedimiento de limpieza generalmente se diseña para satisfacer un pozo en particular. En muchos casos una inyección química de solvente (para ablandar el depósito) puede ser seguida de una raspadura mecánica.

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2.7.3 Tratamientos Térmicos

Esta categoría de métodos de tratamiento incluye: lubricación caliente, calentadores hoyo abajo de agua o vapor. (a) Lubricación Caliente: La lubricación caliente consiste en el proceso de inyectar crudo caliente para remover los depósitos de asfáltenos de un pozo. La lubricación caliente causa daños a la formación y no es bueno si los depósitos acumulados son grandes (Zekri y Shedid, 2001). (b) Calentadores Hoyo abajo: El calentador hoyo abajo representa una fuente continua de calor que puede usarse para fundir los depósitos de asfáltenos o de parafina en el pozo o en la tubería por un período de tiempo, después el material fundido puede ser bombeado a la superficie con la producción de petróleo. Esta técnica tiene las siguientes limitaciones: restricciones económicas, mantenimiento costoso del sistema de calentamiento, y disponibilidad de energía eléctrica. (Bernardiner, 1993). 2.7.4 Manipulación de Presión, Temperatura y Tasa de Flujo

Una de las maneras para prevenir o reducir la precipitación de asfáltenos dentro de los pozos es controlar la presión de operación, la temperatura y/o la tasa de producción para evitar las condiciones en las que tenga lugar la precipitación de asfáltenos. Un método es usar un aislante de los fluidos en el espacio anular para evitar las pérdidas de calor excesivas y mantener las temperaturas de los fluidos. Una disminución de la relación gas-petróleo reduce la floculación. Por consiguiente el método más simple y menos costoso para controlar el problema de la precipitación es aumentar el tamaño del estrangulador en superficie (disminuir presión) para reducir la relación de gas-petróleo disuelta (Kokal y Sayegh, 1995). 43 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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3. ESCAMAS 3.1 GENERALIDADES

El agua es el más común y en muchos aspectos el fluido más importante conocido por el hombre. Sin embargo, de no ser por el agua sería más simple producir gas y aceite. Las soluciones acuosas generalmente están compuestas por especies químicas llamadas iones, ciertas combinaciones de estos iones son compuestos que tienen muy poca solubilidad en el agua. El agua tiene una capacidad limitada para mantener estos compuestos en solución, y una vez esta capacidad o solubilidad es excedida, los compuestos precipitan de la solución como sólidos. El agua está siempre en el proceso de disolución o depositación de sólidos y es la precipitación de estos solidos disueltos como un duro deposito adherente de mineral inorgánico el cual constituye las “escamas”. No solo la industria del petróleo padece las escamas. Hace diecinueve siglos los romanos experimentaron escamas de carbonato de calcio en sus acueductos y canales. En áreas de agua dura, las escamas pueden crecer en las ollas domésticas y calderas de vapor. Las escamas en campos petrolíferos son generalmente carbonatos o sulfatos de metales alcalinotérreos; Calcio, Estroncio y Bario. Sin embargo, sales complejas de hierro como los sulfuros, hidróxidos y carbonatos pueden también formar depósitos solidos que ocasionan problemas similares. Las variaciones de la producción dentro de ambientes con altas presiones y altas temperaturas, incluso la sal común puede depositar, en grandes cantidades. Las escamas (scale), son incrustaciones que se forman por la precipitación de minerales, ya sea producto del agua de formación asociado a cambios en presión y temperatura, o por la mezcla de aguas incompatibles (agua de formación y 44 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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fluidos de inyección); acumulándose en la matriz cerca al pozo, en tuberías y equipos de completamiento en fondo, bloqueando los cañoneos, empaques de gravas, mallas y poros, obstruyendo el flujo. En la matriz, los cristales se miden en micrones.

Figura 14. SEM. Escamas de CaCO3 en pozo de petróleo

La Figura 14, muestra una microscopia electrónica de barrido de depósitos de CaCO3 en pozos de petróleo; esta imagen en alta resolución muestra en 3D, como los cristales de tamaño considerable se unen y forman aglomeraciones que adquieren aspecto de una masa estable, que es la que finalmente se deposita. La depositación de escamas minerales depende de un número de variables incluyendo: 

Grado de súper saturación de iones en el agua, que generan escamas.



Variaciones de temperatura.



Grado de agitación durante la formación de cristales de escamas.



El tamaño y número de cristales. 45 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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

Presencia de impurezas.



Cambios en el pH de la solución.



Cambios de presión.

Comúnmente las escamas en el petróleo se forman por una de dos formas. La primera, un cambio en condiciones como la temperatura o la presión, pueden promover escamas de carbonatos que precipitan del agua de formación; la segunda, que dos aguas incompatibles se mezclen (agua de la formación con agua de mar) puede promover escamas de sulfatos. Las escamas de hierro (sulfuros cuando la producción es acida, hidruros cuando la producción es dulce) frecuentemente corrosión es reflejada en el sistema, con hierro originado de la tubería de trabajo o vasos en el propio sistema. Sin embargo, algunas salmueras de la formación contienen naturalmente niveles significantes de hierro disuelto en estado férreo reducido, el cual puede ocasionar problemas bajo algunas circunstancias. La formación de escamas frecuentemente restringe el paso de fluido en las líneas de inyección, líneas de flujo y la sarta de producción, igualmente causan desgaste o taponamiento en las bombas y crea cargas adicionales cuando estas se forman en las varillas de succión. Los tubos de “fuego” en todo tipo de calentadores, fallan prematuramente

cuando

la

precipitación

de

escamas

resulta

de

un

sobrecalentamiento. Muchos problemas de producción son debido a este fenómeno, es por eso que el control de escamas debe ser uno de los objetivos primordiales en una operación eficiente de manejo de los fluidos de producción y de inyección. En la Figura 15, se esquematiza la restricción por acumulación de cristales (cubos blancos) a nivel de poros en la matriz. Éstos se ubican alrededor de los granos en los espacios porosos, reduciendo el área de transporte de fluidos (agua/aceite), y 46 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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haciendo tortuoso su camino hasta superficie. En las tuberías forman una capa espesa sobre las paredes, que aumenta la rugosidad de la superficie del tubo; en los equipos de completamiento en fondo pueden acumularse cuando la presión de fondo fluyendo coincide con la presión de punto de burbuja.

Figura 15. Escamas (scales) restringiendo el flujo en la formación

3.2 Causas de la inestabilidad del Agua 

Efecto de mezclado del agua

Mezcla de agua fresca y sal. Cuando una sal es mezclada con agua fresca, la tendencia escamal puede ser incrementada aun si iones escamales adicionales no son suministrados. Esto es debido a la reducción conjunta en fuerza iónica en la mezcla resultante. Mezcla incompatible produce sales. Cuando la cantidad de formación de agua produce bajas en la cantidad necesitada para reinyección, agua adicional de “repuesto” es necesitada. En la mayoría de los casos esta agua contiene conteo 47 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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excesivo de iones comparada con el agua de formación. El resultado de mezclar esas aguas altera el equilibrio de iones escamales y genera escamas. Cambios en la composición de iones en la escama. Cuando hay más iones de escamas presentes, existen mayores posibilidades para la formación de escamas. Cuando la solubilidad de la escama es excedida incrustaciones solidas se forman. La temperatura tiene un efecto en la solubilidad. 

Causas de la inestabilidad del agua debido a la presión y cambios de temperatura

Asumiendo que no existe fase de gas libre en el yacimiento y que la presión dinámica es mayor que la presión del punto de burbuja del sistema, puede presentarse la formación de alguna pequeña cantidad de carbonato de calcio bajo condiciones de producción, cuando la presión disminuye debido a que la solubilidad el carbonato puede ser excedida con el cambio de presión, al igual que con todas las escamas típicas del campo. El mecanismo de formación de escamas cambia drásticamente tan pronto como la presión del pozo o yacimiento sea menor que la presión del punto de burbuja. En este caso, se presenta la liberación de gas tanto del petróleo como de la salmuera, teniendo un marcado efecto sobre la formación del precipitado. El gas liberado contiene algo de CO2 presente anteriormente en los fluidos líquidos, originando que la concentración de aquel disminuya de estos. Al mismo tiempo, el pH de la salmuera aumenta con la caída de presión a medida que se presenta la liberación de gas. La cantidad de CO2 que permanece en la salmuera durante el proceso de liberación depende de numerosos factores tales como la temperatura, presión, 48 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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presión parcial de CO2 en el sistema, cantidad total de CO2 en el petróleo y en la salmuera original y su porcentaje en cada uno, además del WOR, GOR y GWR, generalmente no considerados. A medida que la presión disminuye debido a los procesos de producción, todas las variables, y por lo tanto las condiciones termodinámicas que afectan la formación de escamas, cambiaran en todo el sistema (petróleo, salmuera y gas). Tanto la presión y la temperatura, como las respectivas cantidades y composiciones de los tres fluidos, dictaran la cantidad de escamas formadas por unidad de masa o volumen de salmuera fluyendo. De particular interés son las concentraciones de los iones de Ca++ en la salmuera, el pH y la concentración de iones HCO3- de esta incrementara constantemente generando fuertes cambios en la tendencia a la formación de la precipitación del carbonato en diferentes localizaciones del sistema. Así, la formación de la escamas a partir de esta salmuera cambia constantemente como la función de la presión parcial de CO2 y otras variables, a medida que la presión y la temperatura disminuyen debido a la producción. La salmuera producida a partir de un yacimiento en un pozo dado, presenta varias tendencias a la formación de escamas, principalmente de carbonato de calcio en su vía desde el yacimiento hasta superficie. Normalmente, la tendencia tiene un comportamiento desde un mínimo hasta un máximo y luego regresa a un mínimo. Dependiendo de numerosos factores, la máxima tendencia puede presentarse en cualquier lugar dentro del yacimiento o del pozo.

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

Cambios en el pH

Un cambio en el pH afecta la solubilidad de la escama CaCO3. Cuando se reduce el pH, la solubilidad aumenta y reduce la tendencia de la escama. Los cambios en el pH tienen pequeño efecto en la solubilidad de los otros tipos de la escama. 3.3 Factores requeridos para la formación de la Escama

La cristalización a partir de una solución es un ejemplo de la formación de una nueva fase dentro de una mezcla homogénea. El fenómeno de incrustaciones es el resultado emergente de interacciones cinéticas de una solución sobresaturada y ocurre en diferentes etapas que se explican a continuación. 

Solución supersaturada

Los iones de la escama están presentes en la solución a niveles más altos que el solvente puede permitir. La solubilidad de las escamas minerales ha sido excedida. 

Nucleación

Este primer evento ocurre en un fluido sobresaturado, y consiste en la formación del cristal. La formación de núcleos (partícula fina sobre la cual puede llevarse a cabo la formación espontánea o la precipitación de una fase solida) a partir de iones de precipitado es un proceso que consume energía porque se crea una estructura organizada con superficies definidas a partir de una distribución aleatoria de los constituyentes de la solución. A causa de este requisito de energía es necesario que las soluciones estén sobresaturadas, o que tengan concentraciones superiores a las que predice el equilibrio del precipitado. 50 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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La nucleación se rige bajo la regla de etapas de Ostwald, que establece conexión entre las velocidades de nucleación de las diferentes morfologías y sus densidades; esto implica que el más denso, menos soluble, es el más estable; así la calcita es la forma cristalina del carbonato de calcio más estable en comparación con la aragonita. La formación inicial de precipitado mediante la aglomeración de iones en un arreglo fijo repetitivo. La primera etapa del proceso de formación de escamas es la nucleación, cualquiera de las dos en solución (nucleación homogénea o nucleación heterogénea). Los substratos típicos en los campos de petróleo incluyen granos de arena, arcilla y otros minerales, superficies metálicas y cristales de escamas, ellos mismos más tarde son llamados nucleación secundaria. La nucleación es la creación de una subparticula o grupo de iones que consisten de varios iones de escamas individuales. El tamaño de los grupos puede variar pero es generalmente del orden de diez iones. Grupos de iones más pequeños son termodinámicamente inestables una vez formados, los grupos pueden crecer a lo largo del pozo y los límites del cristal definido coma más iones o más grupos de iones vienen unidos al crecimiento de las superficies del cristal. Una vez el cristal es suficientemente largo, este no puede ser mantenido en suspensión y caerá fuera del fluido debido a la gravedad. Muchos cristales están cayendo fuera de los depósitos de escamas. La nucleación solo ocurrirá una vez la concentración de los iones de escamas exceda los límites de solubilidad de las escamas minerales en cuestión con las condiciones físicas impuestas. El crecimiento de las escamas puede continuar removiendo gradualmente los iones de las escamas de las soluciones, hasta que la concentración de los iones de escamas cae debajo de la saturación. 51 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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Nucleación Homogénea. Un alto grado de súper saturación resulta en una precipitación espontanea de la incrustación mineral. Nucleación Heterogénea. Un bajo grado de súper saturación resulta en una precipitación debido a la presencia de cristales ya formados u otros materiales insolubles. Sitios de nucleación o Incrustación presente o Arena o Tubería de superficie o Solidos o Productos de corrosión



Crecimiento y adherencia de los cristales

Crecimiento. Los cristales se forman por el depósito de los iones constituyentes del precipitado sobre los núcleos. Ocurren adsorciones de iones en la superficie del cristal debido a diversos procesos de deshidratación y difusión. El crecimiento de los núcleos se forma dando partículas mayores y se realiza principalmente por difusión de la sustancia hacia la superficie, seguida de su deposición. Los iones empiezan a posicionarse adquiriendo una estructura específica. Para que se forme la incrustación, los cristales tienen que aumentar e incluir:  Adsorción de las moléculas de incrustación sobre la superficie de los cristales.  Incorporación de las moléculas de incrustación sobre la estructura de los cristales. 52 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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Adherencia. Los cristales se agrupan cuando están en contacto estable por medio electrostático o interacciones Van der Waals. El sólido inicial formado por precipitación puede no ser el más estable para la condiciones de reacción. Si este es el caso, entonces a lo largo de un periodo la estructura cristalina del precipitado puede cambiar a la de la fase estable. Este cambio puede estar acompañado por precipitación adicional y en consecuencia, por una reducción en la concentración de la solución porque la fase más estable casi siempre tiene una solubilidad inferior a la de la fase inicialmente formada. El tamaño del cristal aumenta en el precipitado debido a que la solución todavía esta sobresaturada con respecto a ellas, y de esta manera se da la maduración. La Figura 16 ilustra el proceso de cristalización, mencionado con anterioridad.

Figura 16. Cristalización

Para que la incrustación pueda ser depositada, los cristales tienen que pegarse a la superficie. Factores que influencian la adherencia de la incrustación:  Fluidos dinámicos del sistema  Tiempo de contacto entre el fluido y la superficie  Estructura de la superficie 53 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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3.4 Tipos de Escamas

3.4.1 Escamas Orgánicas

En los campos de crudo es común encontrar depósitos inorgánicos asociados con las aguas de formación. No obstante existe otro tipo de compuestos igualmente perjudiciales para el sistema de producción (cara de la formación, sarta de producción y facilidades de superficie) conocidos como depósitos o escamas orgánicas. Entre los depósitos orgánicos tenemos las parafinas, los asfáltenos y los depósitos biológicos. La diferencia con las escamas inorgánicas, es que su raíz originaria son los compuestos orgánicos de hidrocarburos y/o los microorganismos presentes en los fluidos de producción.  Depósitos de parafinas Es una mezcla de hidrocarburos alifáticos, que presentan cadenas lineales y ramificadas. La mayoría de los depósitos lo constituyen los alcanos, quienes se caracterizan por la configuración de sus enlaces, siendo los menos reactivos y resistentes a los ataques de los ácidos, óxidos y bases. Aunque dichas fuerzas químicas son más débiles comparadas con la que los alquenos y alquinos.  Depósitos de asfáltenos Los depósitos de asfáltenos presentan una estructura completamente diferente de las moléculas de hidrocarburos, pues son de base aromática de estructura amorfa. Se presentan en el crudo en forma de partículas dispersas con naturaleza coloidal, por lo tanto mantienen las propiedades asociadas a suspensiones 54 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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coloidales. La parte central de la micela asfaltenica, la constituyen compuestos de alto peso molecular, rodeados por resinas naturales de peso molecular más bajo e hidrocarburos aromáticos. El contenido de asfáltenos disminuye al aumentar la gravedad API del hidrocarburo. Pero esto no garantiza disminución en problemas de precipitación de asfáltenos.  Depósitos biológicos Las algas, hongos y bacterias son organismos vivientes que pueden causar fallas en líneas y equipos. La mayor parte de las algas requieren dióxido de carbono y la luz solar para su crecimiento. Estas pueden ser particularmente activas en torres de enfriamiento. El crecimiento de bacterias puede causar serios problemas en las líneas o en la superficie de las rocas de formación. No obstante el agua de los campos de crudo generalmente no contienen los nutrientes necesarios para producir el crecimiento de dichas bacterias a condiciones normales de yacimiento. Los problemas de hongos en los sistemas de control de agua, son generalmente causados por cambios químicos en el agua o por adición de bactericidas dando como resultado la muerte de organismos que se acumulan en la superficie de la roca de formación o en alguna línea de flujo, o en cualquier otra tipo de restricción. 3.4.2 Escamas Inorgánicas

Con base en la reacción al ácido clorhídrico (HCL), las escamas se pueden dividir en solubles e insolubles en acido; de la mayoría de las escamas formadas por el agua, solamente unas pocas son causantes de serios problemas en los campos de petróleo. 55 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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De las muchas escamas formadas por el agua y el crudo solo un pequeño grupo son comúnmente encontradas en las salmueras de los campos petrolíferos. En la tabla siguiente se muestran los tipos de escamas inorgánicas más frecuentes en los campos de crudo, también se muestran las variables primarias que afectan su solubilidad. Tabla 1. Tipos de escamas inorgánicas más comunes y principales variables que afectan su solubilidad. NOMBRE

FORMULA QUIMICA

VARIABLES Presión parcial del CO2,

CARBONATO DE CALCIO

CaCO3

temperatura, total sales y solidos disueltos, pH

SULFATO DE CALCIO CaSO4

Temperatura,

CaSO42H20

total sales disueltas,

CaSO4H2O

presión

SULFATO DE BARIO

BaSO4

Temperatura, presión

SULFATO DE ESTRONCIO

SrSO4



YESO



SEMI-HIDRATADA



DESHIDRATADA

Total sales disueltas, temperatura, presión

COMPUESTOS DE HIERRO 

CARBONATO FERROSO



SULFURO FERROSO



HIDROXIDO FERROSO



FeCO3 FeS

Corrosión,

Fe(OH)2

gases disueltos,

Fe(OH)3

pH

Fe2O3

HIDROXIDO FERRICO



OXIDO FERRICO 56 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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Esta es una división simplificada, ya que rara vez se da el caso de que se deposite un sulfato de calcio o un carbonato de calcio puros. Generalmente, el depósito de escamas será una mezcla de uno o más de los componentes puros orgánicos principales, además de productos de corrosión, petróleo coagulado, silicatos, parafinas y otras impurezas. Por otro lado, se denominan escamas “naturales” si su formación es debida a la producción de fluidos nativos o “inducidas” si la causa es la inyección de fluidos desde la superficie. Como ya se vio, el agua de formación presenta una serie de componentes iónicos denominados

cationes

y

aniones.

Las

variaciones

en

las

condiciones

termodinámicas, hace que dichos componentes reaccionen y formen compuestos de sales insolubles como son el CaCO3, CaSO4 o cualquier otro tipo de mineral (ver tabla anterior). A continuación se presentaran las principales generalidades de cada una de esas escamas o incrustaciones y como pueden llegar a afectar las operaciones de campo.  Depósitos de Carbonato de calcio La escama de carbonato de calcio o CaCO3, presenta tres formas de cristalización polimorfas diferentes dependiendo de las condiciones de depositación. Esas estructuras cristalinas son vaterita, aragonita y calcita. Sus principales características son: 

Vaterita: es uno de los minerales del carbonato de calcio con una estructura hexagonal rara. Es la forma más inestable del carbonato de calcio y se considera trimorfa con la aragonita y la calcita.

57 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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

Aragonita: es una especia mineral ortorrómbica del carbonato de calcio. Puede presentar una coloración amarilla, gris o blanca, dependiendo del ambiente de depositación. Posee una estructura polimórfica diferente a la vaterita y la calcita.



Calcita: es uno de los minerales más comunes y estables del carbonato de calcio. Es el constituyente principal de la caliza. Presenta una estructura hexagonal-rombohedral. Es dimorfa con la aragonita (son estructuras cristalinas diferentes con la misma composición química).

En este estudio haremos referencia a la calcita, por ser la estructura más común y estable del CaCO3, además las condiciones del yacimiento y el pozo son aptas para su depositación. El carbonato de calcio o calcita es frecuentemente encontrada en operaciones de campo de crudo. Son cristales grandes finamente divididos con apariencia uniforme. Esta escama puede ser identificable en forma cualitativa usando gotas de ácido mineral; la liberación de un gas inodoro indica su presencia. La depositación de la escama CaCO3 resulta de la precipitación de los carbonatos de calcio de acuerdo a la siguiente reacción:

No obstante es necesario alcanzar algunas condiciones para formar el precipitado, como es el caso de la solubilidad del carbonato de calcio, la cual es dependiente de la presión, la temperatura, la presión parcial del dióxido de carbono y de la concentración de otras sales en solución presentes en el sistema. 58 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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

Efecto del CO2 en el Carbonato de Calcio La presencia de CO2 aumenta la solubilidad del CaCO3 en agua. Cuando el CO2 se disuelve en agua forma ácido carbónico, la solubilidad del CaCO3 se incrementa con el incremento de la presión parcial del CO2; el efecto llega a ser menos pronunciado cuando la temperatura aumenta. Una de las mayores causas de depositación del CaCO3 en cualquier punto del sistema es debida a una baja en la presión del sistema. De esta manera la presión parcial del CO2 en la fase de gas disminuye. El CO2 queda por fuera de la solución y el pH del agua sube. La caída de presión también puede inducir turbulencia la cual puede originar una nueva depositación de escamas.



Efecto del pH La cantidad de CO2 presente en el agua afecta el pH del agua y la solubilidad del CaCO3; sin embargo, esto realmente no es cuestión que cause acidez o alcalinidad del agua. En un pH más bajo es menos probable que ocurra precipitación de CaCO3, mientras que en un pH más alto es factible que la precipitación ocurra.



Efecto de la temperatura Contrario al comportamiento de muchos materiales, el CaCO3 llega a ser menos soluble cuando la temperatura del sistema aumenta. Entre más caliente este el agua, es más probable que se formen las costras de CaCO3. Esto es además la razón para que las costras sean a menudo encontradas en tuberías calientes del equipo de calefacción. 59 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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

Efecto de las sales disueltas La solubilidad del CaCO3 aumenta con el contenido de sales en agua.

 Depósitos de carbonatos de magnesio e hidróxido de magnesio

Otra sustancia depositada por el agua en forma de escama y tapón es el carbonato de magnesio. La solubilidad del carbonato de magnesio es afectada por los mismos factores que influyen en la precipitación del carbonato de calcio, a excepción de la presión parcial del CO2. La ecuación general de descomposición del bicarbonato de magnesio es la siguiente:

La solubilidad del carbonato de magnesio es cuatro veces más grande que la solubilidad del carbonato de calcio a las mismas condiciones de depositación. La mayor parte de las aguas que contienen magnesio por lo general contienen altas concentraciones de iones de calcio, y cualquier cambio en las condiciones de equilibrio del agua, tendera a precipitar el carbonato de calcio antes que el carbonato de magnesio, debido a su menor solubilidad. Esta precipitación (carbonato de calcio) provoca una disminución en el contenido del ion de carbonato, por lo tanto es poco probable que precipite el carbonato de magnesio. No obstante, una excepción puede ocurrir cuando se mezcla un agua en equilibrio con respecto a los iones de magnesio, calcio y carbonato, con otra agua con alto contenido de magnesio. Esta condición hace posible la precipitación del carbonato de magnesio antes que el carbonato de calcio. 60 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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A temperaturas cercanas al punto de ebullición del agua, cualquier carbonato de magnesio formado se descompone de acuerdo a la siguiente ecuación:

La solubilidad del hidróxido de magnesio disminuye con el incremento de la temperatura, por esta razón las salmueras con iones de carbonato, magnesio y calcio tienden a precipitar el carbonato de calcio hasta temperaturas de 82°C, por encima de esta temperatura el hidróxido de magnesio generalmente se depositan en boilers, tratadores y posiblemente en la tubería de producción que se encuentre a grandes profundidades.  Depósitos de sulfato de calcio

Los depósitos de sulfato de calcio encontrados en los campos de petróleo pueden ser clasificados de acuerdo a sus condiciones de depositación, así: yeso (CaSO4 2H2O), es la forma más estable a temperaturas hasta de 100°F (38°C). Por encima de esta temperatura prevalece la anhidrita (CaSO4) y el hemi-drato (CaSO4 H2O), el cual se forma bajo ciertas condiciones más específicas. Generalmente el yeso es la forma estable a bajas temperaturas, mientras la anhidrita es originada a altas temperaturas. El yeso es otro solido frecuentemente depositado en las salmueras de campos de crudo. Este usualmente precipita directamente sobre la superficie metálica de líneas de flujo, intercambiadores de calor, etc. Los cristales de sulfato de calcio son más pequeños que los cristales de carbonato de calcio, no obstante son más duros y densos. Estas escamas no son efervescentes en presencia de un ácido, por lo tanto no pueden ser removidas por acidificación. 61 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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Su precipitación puede ser expresada en forma general por la siguiente reacción:



Efecto de la temperatura La solubilidad del CaSO4 aumenta con aumento de temperatura hasta por encima de 40°C; luego decrece con aumento de temperatura. Esta distribución es muy diferente a la distribución con temperatura de la solubilidad del CaCO3. El CaCO3 es menos soluble que el yeso en el rango normal de temperatura de interés.

Figura 17. Solubilidad del sulfato de calcio a diferentes valores de temperatura.

El máximo en la curva del yeso (CaSO4.2H2O) dice que un incremento de la temperatura, podría además incrementar o decrecer la solubilidad del yeso; dependiendo de qué rango de la curva este considerando. Se puede notar que por encima de 40°C, la anhidrita 62 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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llega a ser menos soluble que el yeso; esta afirmación sería razonable si se espera que la anhidrita pueda ser la forma preferida del CaSO4 en pozos profundos y más calientes. El yeso algunas veces es encontrado a temperaturas hasta 100 °C. La conversión de yeso a anhidrita puede ser esperada con el tiempo. 

Efecto de las sales disueltas La presencia de cloruro de sodio u otras sales disueltas además del Ca++ o de iones de sulfato, aumentan la solubilidad del yeso o anhidrita de la misma manera como lo hace el carbonato de calcio (CaCO3); esto sucede hasta concentraciones de sal alrededor de 150.000 mgr/l. Por encima de este valor un incremento en la concentración de sal hace decrecer la solubilidad del CaCO3.

Figura18. Solubilidad del sulfato de calcio, en salmueras de diferente concentración de NaCl (entre 0 y 90°C).

63 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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

Efecto de la presión La solubilidad del sulfato de calcio en agua aumenta con la presión. El efecto del incremento de la presión es físico, resultando en una reducción del tamaño de la molécula de CaSO4. Aunque un gran aumento de la presión es necesario para un cambio significante del tamaño molecular, el efecto de la presión puede ser importante y beneficial en pozos de inyección de agua donde la presión es apreciablemente desarrollada. Así mismo la solubilidad del sulfato de calcio no sufre ningún tipo de cambio con respecto a la presión parcial del dióxido de carbono. Otro factor en particular que favorece la precipitación del sulfato de calcio, es la evaporación, porque se logra remover algo de agua y de esta forma se incrementa la concentración de las sales y como resultado se excede el producto de solubilidad. No obstante el factor más influyente en la precipitación del sulfato de calcio es la mezcla de aguas incompatibles. Cuando dos aguas químicamente estables son puestas en contacto, se produce una nueva mezcla químicamente inestable, donde se ha variado la concentración de los componentes y el producto de solubilidad es excedido, resultando la precipitación del sulfato de calcio. Este problema es muy común en las operaciones de reinyección de aguas.

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 Depósitos de Sulfato de Bario

Es una de las sustancias más insolubles depositadas por el agua y a su vez más difícil de remover. La siguiente tabla hace una comparación de las solubilidades de las tres escamas más comunes. Tabla 2. Solubilidades comparativas de algunos depósitos más comunes en agua destilada a 77 °F (25 °C). ESCAMA

SOLUBILIDAD (mg/L)

Yeso

2080,0

CaCO3

53,0

BaSO4

2,3

Se forma por la reacción entre los iones sulfato y bario como muestra la siguiente ecuación:

La solubilidad de esta sustancia es mucho menor que la solubilidad del carbonato de calcio. Su solubilidad es tan baja que los métodos cuantitativos de análisis tanto para el bario como para el sulfato están basados en la precipitación de este compuesto. La solubilidad del sulfato de bario incrementa con la temperatura al igual que con la concentración de sales ajenas. A medida que aumenta la temperatura, sube paulatinamente su solubilidad hasta un valor aproximado de 130 °C. Luego de este valor límite de temperatura, es bastante alto comparado con los encontrados normalmente en los campos de crudo. 65 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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 Depósitos de sulfato de estroncio

El estroncio es uno de los metales tierra alcalina que forma un componente insoluble muy escaso al unirse con el sulfato. Por esta razón la escama de sulfato de estroncio no ha recibido tantas atenciones como los compuestos mencionados con anterioridad (carbonato de calcio, sulfato de calcio y sulfato de bario). A pesar de esto no deja de causar complicaciones en algunas áreas especiales, donde encuentra las condiciones óptimas para su precipitación. La solubilidad del sulfato de estroncio es menor que la solubilidad del sulfato de calcio pero

mayor

que

la del sulfato de bario.

Es

considerablemente más soluble que el sulfato de bario, con una solubilidad de 129 mg/L en agua destilada a 77 °F (25°C). Su precipitación resulta de la siguiente reacción:

 Depósitos de hierro

La química de los compuestos de hierro es mucho más compleja que las discutidas con anterioridad. Esto es debido a que el hierro existe en dos estados de oxidación en el agua. Estos dos iones forman compuestos con aniones que poseen diferentes solubilidades. Los depósitos de componentes de hierro pueden provenir de dos fuentes. Una puede ser el agua que contienen los iones de hierro en forma disuelta y otra es la corrosión de hierro o acero en el sistema. Los depósitos formados de cualquiera de estas dos fuentes pueden formar escamas en la superficie del metal o permanecer como suspensiones coloidales. 66 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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La formación de escamas depositadas por el hierro sigue el siguiente proceso en forma general: El carbonato ferroso o siderita (FeCO3), se forma gracias a los iones de hidrogeno liberados durante la formación de los iones de carbonato y bicarbonato. El sulfuro de hierro (FeS) se forma por la descomposición del sulfuro de hidrogeno en la presencia de agua. Por otra parte el hidrogeno ferroso (Fe(OH)2) y el hidrogeno férrico (Fe2O3), se forman en la presencia de agua, oxígeno disuelto (O2) y los iones de hidrogeno liberados en el proceso de formación de carbonato y bicarbonato. Los depósitos de los componentes de hierro pueden resultar también de la acción de bacterias como es el caso de la Gallionella Ferrogmea, que es una bacteria aeróbica. La cual extrae el hierro ferroso del agua y lo deposita como hidróxido férrico. Esta bacteria la encontramos en aquellas aguas que contienen acido carbónico y pasa a través de estratos geológicos con alto contenido de hierro.  Depósitos de sílice

El agua natural posee alrededor de 100 ppm de sílice en forma coloidal, sílice amorfa y como acido hipotético monosilico. Para la mayor parte de los usos del agua, el contenido de sílice no es una consideración importante, no obstante se puede constituir en un problema en los boilers modernos de alta presión.

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Los diferentes tipos de escama de sílice se forman por encima de los 100 °C y son encontrados en su totalidad en los boilers debido a la evaporación constante del agua, provocando la concentración de sales poco solubles en el agua restante, ocasionando que el producto de solubilidad sea rápidamente excedido y se forme el depósito. Estas escamas de sílice poseen solubilidades bajas y tienen una apariencia de porcelana y no reaccionan con el ácido a diferencia de los carbonatos. 3.5 Predicción de las Escamas Inorgánicas

Esta etapa es necesaria para determinar la extensión del daño que ya ha ocurrido o se espera va a ocurrir. Para la realización de esta etapa, es necesario tener en cuenta un análisis de todas aquellas condiciones tanto del pasado como del presente y si es posible su comportamiento futuro, con el fin de encontrar las causas originarias de dicha depositación. En un buen método de predicción se deben tener en cuenta todas las condiciones termodinámicas, cinéticas e hidrodinámicas, al igual que todas aquellas condiciones relacionadas con la adherencia del precipitado a las superficies en contacto. En la actualidad se tiene un conocimiento muy amplio respecto a la adherencia de los compuestos químicos sobre la superficie metálica, sobre la roca o cualquier otro material en el campo. No obstante los resultados teóricos sobre predicción de escamas, comparados con los prácticos, pueden llegar a ser frustrantes cuando los cálculos indican graves problemas de escamamiento en un pozo, basados en sus condiciones termodinámicas y cinéticas, pero al realizar los análisis respectivos en el pozo no se encuentra ningún tipo de depósito o por lo menos no de tanta magnitud como se esperaba. 68 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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La causa primordial de estos resultados contradictorios, es que se ha olvidado la tercera condición involucrada en el proceso, es decir que no se tuvo en cuenta la adherencia del precipitado a la superficie donde este se produce, por consiguiente es arrastrado por el fluido de producción. El método más conocido en la predicción de la formación de compuestos inorgánicos es el índice de saturación (SI). Este es usado como un indicativo de la tendencia de una salmuera a formar escamas y es definido así: ]

]

]

Donde, [Me] = concentración molar (M) de los cationes bivalentes libres en la solución. [An] = concentración molar (M) de los aniones bivalentes libres en la solución. Ksp = es el producto de solubilidad condicional. (T. P. I) = indica la dependencia de la constante Ksp con la temperatura, la presión y el esfuerzo iónico. El valor obtenido de SI puede ser interpretado de la siguiente manera: SI > 0; indica una salmuera sobresaturada, en la cual ocurrirá la precipitación. SI = 0; corresponde a un equilibrio teórico, es decir que las velocidades de reacción de precipitación y disociación de compuestos son iguales. SI < 0; indica una salmuera subsaturada, donde no hay posibilidad de precipitación.

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La anterior ecuación es un indicativo muy acertado en la evaluación de la severidad de la tendencia de un agua a ser incrustante o corrosiva. Ahí se involucran los factores que afectan la severidad de las incrustaciones (presión, temperatura y esfuerzo iónico). Los estudios realizados sobre la predicción de escamas coinciden en decir que los depósitos más difíciles de predecir son los de CaCO3, debido a su alta dependencia con la presión parcial del CO2, convirtiéndose en un parámetro adicional complicado de analizar. Por otra parte los depósitos de sulfato son los más fáciles de predecir en especial el BaSO4. 3.6 Problemas causados por las Escamas

Las escamas no restringen por si misma algún lugar en particular en el campo de petróleo, sin embargo algunas áreas son más difíciles y costosas de tratar que otras.  Perforación y Completamiento de Pozos

Las escamas pueden causar problemas si los lodos de perforación y las salmueras de completamiento son intrínsecamente incompatibles con el agua de la formación, por ejemplo permitiendo el contacto de un lodo base agua salada con agua de la formación rica en iones de Bario e iones de Estroncio, lo cual sería indeseable, esto permitiría que una salmuera de alta concentración de Calcio entrara a una formación de agua rica en Bicarbonato. Perforando el primer pozo en un nuevo prospecto puede ser particularmente peligroso.

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No hay forma de conocer certeramente la química del agua de la formación que será encontrada, con frecuencia un lodo más denso que es actualmente requerido será usado para reducir la oportunidad de retorno (kick backs). Hay así un incremento de riesgo, de invasión y daño de la formación debido a las escamas como resultado posterior con muy altos factores

de

daño. En

caso

extremo

las zonas productivas son

completamente bloqueadas. Obteniendo muestras de agua representativas tan pronto

como sea

posible

son

importantes para asignar las

consecuencias de la invasión del filtrado del lodo de perforación en los futuros pozos del campo.

 Inyección de Agua

Los problemas pueden elevarse en la plataforma de inyectores nuevos si el agua de inyección es intrínsecamente incompatible con el agua de formación. Por ejemplo, la inyección de agua de mar dentro de un acuífero rico en iones de Estroncio y Bario podría causar problemas, por suerte eso es frecuente solo en efectos temporales.

Inicialmente la protección contra las escamas puede ser deseable, por instantes se emplea un inhibidor de escamas para los primeros días. Tales daños pueden ser ignorados si en el pasado fracturamiento las zonas dañadas son prácticas.

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 Daño en el Yacimiento

Este es un aspecto de la precipitación de escamas las cuales están solo ahora siendo seriamente tratadas por los ingenieros de yacimientos. La formación de las escamas en la regiones cercanas a la cara del pozo productor podría tener un efecto benéfico si estas están limitadas a las zonas productoras de agua, en relación con esto se reducen los cortes de agua sin embargo los bloques de escamas en las zonas productoras de petróleo podrían matar un pozo. Un mejor entendimiento, de las interacciones de los fluidos de yacimiento tales como intercambio de iones, disolución y precipitación de minerales y el movimiento de mezcla de aguas con el yacimiento son necesarias antes de cualquier posible predicción.

El efecto de la producción de petróleo con la precipitación de las escamas disminuirá el volumen del yacimiento; sin embargo, las consecuencias de las escamas en las regiones cercanas a la cara del pozo podrían ser significativas.

 Producción de Agua

Tan pronto como se inicie la producción del pozo ocurre el riesgo del corte de agua y la formación de las escamas de carbonatos. La severidad del problema depende obviamente de la química del agua pero esto se agrava por las altas drawdowns, cuando las largas caídas de presión incrementan el riesgo de la formación de escamas de carbonatos a través de las perforaciones.

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Cuando ocurre una brecha con el agua de inyección en los pozos de producción (y potencialmente mucho más seria) adicionalmente pueden surgir

problemas

de

escamas.

Cualquier

mezcla

de

salmueras

incompatibles puede causar severos problemas de escamas en cualquier lugar donde esto ocurra (ya sea en los pozos de producción o en el yacimiento).

La experiencia sugiere que los problemas son observados primero mejor en la tubería de producción que en la región cercana al pozo, los tratamientos remediales oportunos reducen la formación de escamas en el fondo del hueco y luego pueden también proteger la formación cercana.

 Operaciones de Producción

Una vez el agua producida primero, el equipo del proceso tales como intercambiadores de cabeza, válvulas, bombas, filtros y todo lo relacionado con la tubería de trabajo es un riesgo. Los límites de solubilidad de las sales minerales pueden ser excedidos por cambios de temperatura y presión o por la mezcla de aguas incompatibles. La última posibilidad de un proceso de operación puede elevarse o aumentar (lavado de arenas, desalificador) o porque aguas de pozos diferentes son mezclados en el sistema de producción. Este último punto es particularmente el más importante; aun cuando un pozo el cual ha sufrido brechas de agua de mar no padece daño; el agua la cual el pozo produce no es probada para ser compatible con el agua pura de la formación y la mezcla de dichas aguas en el sistema de producción es la causa de dichos problemas.

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3.7 Prevención de la formación de Escamas Inorgánicas

La mayor parte de los casos de escamamiento llegan a constituirse en un problema de gran magnitud, debido al descuido en las operaciones de campo, ya sea por negligencia, desconocimiento o por cualquier otro factor. Estos problemas pueden ser evitados implantando un buen programa de prevención de precipitación de depósitos. A continuación se presentara una breve descripción de los mecanismos de prevención contra la depositación de escamas más frecuentes en las operaciones de campo.  Evitar la Mezcla de Aguas Incompatibles La importancia de mantenerse lejos de los problemas de incompatibilidad de las aguas es una solución versátil para evitar la formación de las escamas en las operaciones de campo, pero en algunas ocasiones se hace inevitable debido a las condiciones del campo.

Si se tienen dos aguas incompatibles en superficie y se desea realizar una inyección, se puede recurrir a una de las siguientes técnicas: 

Sistemas separados Consiste en inyectar las aguas a través de sistemas de inyección de dos o más grupos diferentes de pozos, donde no se tenga contacto entre las mismas.

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

Inyección secuencial Se almacenan las aguas dentro de tanques separados para luego ser inyectadas en forma alternada. La zona de mezcla en la línea de inyección se hace muy pequeña y el volumen de precipitado liberado es insuficiente para causar taponamiento de la cara de la formación de los pozos inyectores.

 Dilución del Agua Consiste en tomar el agua de inyección que en condiciones normales formara escamas y se diluye con otra agua de menores concentraciones, buscando que la mezcla resultante sea estable a las condiciones del sistema.  Control de pH Disminuyendo el valor del pH, se provoca el incremento de la solubilidad de los componentes del hierro y las escamas de carbonato. Este método no es muy confiable para el control de las escamas; solo debe ser aplicado si se desea un pequeño cambio en el valor del pH, para prevenir la precipitación de compuestos insolubles, sin llegar a causar la corrosión.  Remoción de los constituyentes formadores de escamas Retirar los gases disueltos tales como H2S, CO2 y O2 ya sea de forma mecánica y/o química, puede ayudar a eliminar la formación de componentes insolubles. Aunque el retiro del CO2 del agua, incrementa la tendencia a la formación de escamas de carbonato de calcio.

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3.8 Remoción de Escamas Inorgánicas

Luego que el potencial de formación de escamas ha sido encontrado en el pozo y se tiene conocimiento de la cantidad presente, se debe proceder con la respectiva remoción de los depósitos. Para esta operación se puede seguir cualquiera de los siguientes métodos:  Método mecánico

Conocido también como perforación mecánica. En este no importa tanto el tipo de escama a remover. Es considerado el último recurso por las siguientes razones: 

No es un método efectivo, porque no retira los depósitos de escamas de las perforaciones.



Resulta muy costoso, pues es necesario hacer uso de una sarta adicional y se pueden presentar una infinidad de complicaciones.



Es posible la formación de un skin impermeable en la cara de la formación, causada por los mismos desechos perforados durante la operación, los cuales son introducidos en forma de squeeze hacia las perforaciones, agravando el problema.

Este método involucra algunas herramientas convencionales como son las barras de peso y raspadores. Para facilitar la operación se suele adicionar algún tipo de disolvente como ácidos, aceites calientes u otra clase de aditivos químicos dependiendo del tipo de escama a remover ya sea orgánica o inorgánica.

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 Método químico

Consiste en aplicar químicos diluidos en solución con solventes adicionales, cuya finalidad es disolver los iones constituyentes de la escama. Para cada tipo de escama existe un tipo distinto de químico, dependiendo de la composición y las propiedades físicas del compuesto.

Al igual que el método mecánico, este procedimiento presenta grados de dificultad dependiendo del tipo de escama a remover. Se ha comprobado que dicha dificultad de remoción es inversamente proporcional a la dificultad presentada en la predicción de las escamas así: el CaCO3 es el deposito más difícil de predecir, pero a su vez es el más fácil de remover químicamente. Por otra parte el BaSO4 es el más fácil de predecir pero a su vez es el más difícil de remover químicamente.

Las escamas de carbonato de calcio y la mayor parte de los productos de corrosión pueden ser disueltos y removidos con ácido HCI al 15%. Los depósitos aceitosos son frecuentemente pre-tratados con un solvente parafinico antes de aplicar el ácido. Agentes de remojo y alcoholes mezclados con en el ácido, incrementan la rata de dilución de depósitos de escamas aceitosas.

Los agentes secuestrantes como el EDTA o ácido cítrico son los más usados cuando se tienen productos de corrosión de hierro. Estos aditivos ayudan a prevenir la reprecipitacion del hierro disuelto de los ácidos gastados. Los volúmenes requeridos para remover las escamas en los alrededores de la cara de la formación, llegan a ser el orden del 10-30% del volumen requerido en un trabajo de estimulación acida. 77 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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Los depósitos de sulfato o yeso no son removidos efectivamente por tratamiento acido directo. Estas son removidas por un tratamiento de dos etapas. Una etapa es el remojo de la escama con una solución convertidora que contiene soda caustica (NaOH o KOH) o bicarbonato de amonio. Esta solución convierte el CaSO4 a CaCO3 y Ca(OH)2, los cuales son solubles en acido. Algunos ácidos orgánicos tales como el ácido glicolico pueden ser usados como soluciones convertidoras. La segunda etapa es el tratamiento acido con HCI.

Las escamas de sulfato de bario y estroncio deben ser removidas mecánicamente pues ellas no son aptas para remover con ácido o cualquier otro químico.

3.9 Inhibición de las Escamas Inorgánicas

La precipitación de sales inorgánicas tales como carbonato de calcio y el sulfato de bario de las salmueras de los campos de petróleo, se constituye es un problema demasiado costoso para la industria. La técnica más usada para controlar la formación de incrustaciones es a través del uso de químicos inhibidores, los cuales existen en el mercado de varios tipos entre fosfatos inorgánicos, fosfatos ester, fosfonatos, poliacrilatos y mezclas de dos o más de estos compuestos. El programa de control de escamas depende no solamente de determinar el químico adecuado, sino que el producto sea aplicado de forma óptima. En forma general se puede hablar de inhibidores de incrustaciones tanto solidos como líquidos. Los primeros no han presentado muy buenos resultados en el momento de su aplicación y se dificulta su inyección debido a su consistencia 78 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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sólida, motivo por el cual han sido desplazados por los inhibidores líquidos. En este estudio hacemos referencia a los inhibidores orgánicos líquidos. Los inhibidores de escamas pueden llegar a causar más problemas que los que logran solucionar, como son la formación de pseudoescamas y emulsificación entre los más frecuentes. Estos son ocasionados principalmente por la falta de conocimiento sobre el comportamiento de los inhibidores frente a las escamas, además es difícil simular en el laboratorio las condiciones reales del fondo del pozo. Por estas razones, se debe tener extremo cuidado durante la selección del químico para un problema de campo dado. Solo las pruebas de laboratorio previas a la aplicación de estos químicos, indican el peligro potencial y las incompatibilidades en el momento de ser inyectados en el yacimiento. Los inhibidores pueden actuar siguiendo uno o ambos de los siguientes mecanismos: 

En ese punto cuando se empiezan a formar los pequeños cristales del precipitado, el inhibidor se adsorbe en la superficie del cristal y previene por consiguiente su crecimiento.



En algunos casos los inhibidores de escamas previenen la precipitación de los cristales, por su adhesión a las superficies sólidas, tales como las paredes de la tubería y evita la depositación de los cristales sólidos.

Un buen inhibidor de escamas, debe ser efectivo en una concentración de 5-15 ppm en un agua limpia, no obstante la presencia de grandes cantidades de solidos suspendidos exigen el uso de altas concentraciones de inhibidor, porque la mayor parte de este se adsorbe en la superficie de los sólidos, dejando una poca cantidad del inhibidor disponible para cumplir con su verdadera función. Por otra 79 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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parte los inhibidores de escamas deben estar presentes continuamente en una salmuera,

corriente

arriba

del

punto

de

escamamiento

para

funcionar

adecuadamente.  Técnicas de inyección de inhibidores

Se conocen cuatro técnicas fundamentales para la inyección de los inhibidores: operación de squeeze, sarta de tratamiento continuo, inyección en superficie y la inyección por baches. No obstante se ha venido implementando otras técnicas mejoradas, cuya finalidad es corregir los inconvenientes de las operaciones convencionales.

Cada método tiene sus ventajas tanto técnicas como económicas, pero ninguno ofrece una solución ideal al problema. El escoger cual usar depende de las condiciones técnicas del campo y las circunstancias económicas. A continuación se hará una breve descripción de cada uno de ellos.

o Inyección por squeeze de inhibición

Son squeezes tratados dentro de la formación, donde el químico se absorbe o precipita en la roca y entonces lentamente se desorbe en un tiempo determinado, conocido como tiempo de vida del tratamiento. Estos tratamientos por squeeze son requeridos si la depositación toma lugar en o por debajo de la bomba, perforaciones, o en la cara de la formación.

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Un squeeze de inhibición está acompañado de un flujo en reversa inyectado a una determinada presión, cuya finalidad es introducir una cantidad respectiva de inhibidor en el yacimiento sin llegar a fracturarlo.

De acuerdo

a

los resultados obtenidos en

las

experiencias de campo se ha determinado que esa concentración de inhibidor solo debe ser de unos pocos mg/litro de solución, para obtener óptimos resultados. La concentración del inhibidor obedece a

cálculos

predeterminados

de

acuerdo

con

los

modelos

matemáticos. En la figura siguiente se puede apreciar un esquema general donde se indican las etapas de inyección durante la operación del squeeze.

Figura 19. Esquema general del proceso de squeeze. a. etapa de inyección, b. etapa de producción

La liberación del inhibidor se hace en forma lenta y natural, dependiendo de las características propias del sitio de aplicación. El entrampamiento de fase, la adsorción y la precipitación son los 81 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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mecanismos que controlan la retención y liberación del inhibidor dentro del yacimiento: o Entrampamiento de fase Se refiere a la solución de inhibidor que permanece en la formación como parte de la saturación normal de la salmuera. La mayoría de inhibidor atrapado en la fase liquida acuosa es producido en los primeros volúmenes de retorno del tratamiento. Por eso solo se consideran de gran importancia los mecanismos de adsorción y precipitación. o Adsorción Es considerado uno de los mecanismos más importantes de retención de inhibidor en la formación más importante. La adsorción del inhibidor en la roca ocurre gracias a las iteraciones de las fuerzas electrolíticas y de Van der Walls de los iones del inhibidor y los minerales de la roca. Se conoce que la adsorción de los inhibidores (fosfonatos principalmente) son una función del pH, la temperatura, minerales de la formación y los cationes de la salmuera. Este mecanismo de retención es muy ventajoso, porque siempre permite una liberación del inhibidor dentro del fluido producido, sin un riesgo mínimo de daño a la formación. o Precipitación Este mecanismo consiste en la formación de sales insolubles tales como el fosfonato de calcio. La precipitación puede resultar de la solubilidad limitada del inhibidor a condiciones 82 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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de yacimiento. Los cationes necesitados en la precipitación de las sales pueden provenir de las siguientes fuentes: cationes disueltos de la salmuera de formación, intercambios de iones con la roca, cationes inyectados junto con el inhibidor y/o disueltos de la formación por acidificación.

La precipitación debe ser evitada en lo posible, porque estos depósitos pueden llegar a reducir la permeabilidad en la cara del pozo, produciendo así un skin positivo en la cara de la formación. De ahí la importancia de escoger los inhibidores con alta solubilidad en la salmuera del yacimiento y baja susceptibilidad a la precipitación por cationes bivalentes. La concentración de inhibidor a la cual ocurre la precipitación es dependiente de la temperatura, pH y concentración de cationes divalentes. De acuerdo a las investigaciones, se cree que este tipo de mecanismo de retención es el prevaleciente en los yacimientos carbonatados por su alto contenido de iones de calcio. A pesar de los buenos resultados obtenidos con este tipo de tratamientos, es recomendable identificar algunas de sus ventajas y desventajas más sobresalientes. Ventajas  Tratamiento recomendado en las cercanías de la cara de la formación para prevenir taponamiento durante una prueba drawdown.  Todas las superficies de hierro en el fondo del pozo son protegidas de las escamas. 83 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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 No interfiere con las operaciones de mantenimiento de pozo o workover.  Un squeeze es generalmente un simple procedimiento para la mayoría de las compañías de servicios.  El tiempo de vida de un tratamiento de squeeze es virtualmente prolongado, cuando el trabajo es exitoso.  Solo un análisis periódico (semanal) de la salmuera es necesario para determinar cuándo un “re-squeeze” es requerido.

Desventajas X Un squeeze generalmente debe ser repetido luego de un periodo de tiempo que oscila entre 5 meses y 2 años. X Se considera que una tercera parte del inhibidor inyectado es totalmente efectivo, otra tercera parte fluye con la primera producción y la parte restante nunca retorna. Es posible que esta relación pueda mejorar después de squeezes repetidos. X El rendimiento del tratamiento en un sistema nuevo es altamente impredecible. X Una vez el squeeze es iniciado, no es posible cambiar la composición del químico. X Es difícil analizar la mayoría de inhibidores de escamas a las concentraciones necesarias para monitorear su eficiencia (< 1ppm).

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o Inyección continua con sarta de tratamiento

Este procedimiento es comúnmente conocido como sarta de tratamiento. Consiste en una serie de tubings extendidos hasta el fondo del pozo, o hasta una profundidad donde se espera la formación de las escamas. Esas profundidades son conocidas por experiencia de los operadores, o por cálculos realizados con anterioridad en el diseño.

El inhibidor es bombeado desde la superficie a través del tubing hasta el fondo del pozo o la profundidad escogida dentro de la corriente de producción.

En la operación se requiere como mínimo del siguiente equipo: bomba de superficie, filtros, conexiones de cabeza de pozo y un sistema de entrada en el fondo que permita el paso del inhibidor desde el tubing hasta la corriente de producción. Ventajas  El tipo de químico y concentración puede ser cambiado cuando sea necesario.  La

presión

de

fondo

de

pozo

puede

ser

monitoreada

directamente o por interferencia.  La sarta o una adicional puede ser usada para controlar los problemas aledaños por químicos, por ejemplo corrosión y emulsificación.

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Desventajas X Es costoso y generalmente se usan más de dos tubos por pozo. X La instalación en un pozo viejo requiere workover. X La operación requiere energía disponible en el lugar de trabajo. X Es difícil instalar la sarta en pozos desviados. X Si algún componente falla en el fondo del hueco, es necesario sacar el tubing fuera del pozo.

o Aplicación periódica por baches

Son baches de químicos inyectados dentro de la formación en forma periódica en la cara del pozo, con un camión tratador usando el conocido shot-truck. Este procedimiento no es tan usual como el squeeze y la sarta de tratamiento. Se recomienda en aquellos pozos con altos niveles de fluidos.

o Tratamiento por inhibidor de escamas encapsulado

Es una técnica que está siendo implementada, debido a las respuestas o resultados de los procesos de squeeze aplicados en aquellos pozos considerados malos productores (poca productividad de crudo y altos cortes de agua). La principal ventaja de este tratamiento, es la ubicación del fluido de tratamiento en el rat hole (espacio debajo de las perforaciones) evitando así la inyección de fluidos dentro de la formación, que pueden llegar a matar un pozo con bajas tazas de crudo y cortes de agua mayores al 70%. 86 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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La microencapsulación es la formación de una pared protectora alrededor de unas gotas de material, para controlar su interacción con

un

ambiente

particular.

La

siguiente

figura

ilustra

un

microencapsulado de inhibidor de escamas. El corazón de las capsulas es el material activo y la membrana de las capsulas es la pared protectora y suele ser de base polimérica. El tamaño de las microcapsulas está entre un rango de 25-75 micrones, mientras el agregado de 1-2.5 mm.

Figura 20. Composición de las microcapsulas

El inhibidor de escama es liberado continuamente dentro de la solución de salmueras del rat hole por difusión a través de la membrana de polímero. La rata de liberación es una función de varios parámetros como son: temperatura, pH, composición de la salmuera y concentración del inhibidor.

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La forma de actuar el inhibidor es la siguiente: el flujo de agua producida en la cara del pozo causa turbulencia en el tope del rat hole, entonces la concentración de inhibidor en el tope de la salmuera supernatant es reducida, causando un gradiente de concentración. Esta disolución del inhibidor provoca la liberación lenta del químico de las capsulas para restablecer el equilibrio en el fluido. A más altas velocidades de flujo producido ocasionará altas ratas de liberación de inhibidor de las capsulas.

El

volumen

de

tratamiento

(cantidad

de

químico)

depende

significativamente del volumen del rat hole del pozo. Experiencias de campo indican que el 70-100% del volumen del rat hole debe ser llenado con las capsulas de inhibidor y salmuera supernatant.

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CONCLUSIONES o

Las parafinas son compuestos saturados presentes en el petróleo crudo que pueden generar grandes problemas en las facilidades de producción y superficie una vez se precipitan y depositan.

o

Es de suma importancia identificar que tipo de parafinas presenta el crudo para poder establecer el tratamiento mas adecuado para las mismas.

o

A pesar del estudio realizado al efecto de la depositación de asfáltenos, es difícil poder identificar con exactitud los factores que la afectan y por consiguiente un tratamiento especifico.

o

Establecer con exactitud el lugar de depositación de los asfáltenos me ayuda a ahorrar costos y poder obtener una mejor producción

o

Las escamas son incrustaciones que se forman por la precipitación de minerales, ya sea producto del agua de formación asociado a cambios de presión y temperatura, o por mezcla de aguas incompatibles.

o

La técnica más usada para controlar la formación de incrustaciones es a través del uso de químicos inhibidores.

o

La mayor parte de los casos de escamamiento llegan a constituirse en un problema de gran magnitud, debido al descuido en las operaciones de campo, ya sea por negligencia, desconocimiento o por cualquier otro factor.

89 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

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