Proyecto de Parafinas y Asfaltenos

UNIVERSIDAD AUTONOMA DEL CARMEN Ciudad del Carmen, Campeche, México DEPENDENCIA ACADEMICA DE CIENCIA QUIMICA Y PETROLERA

Química del petróleo

Asesor: Ing. Carlos Anguas Mendoza

Presentado por:

José Guillermo Lira Guzmán Christian Elihu Narváez Barajas Magdiel Herrera Ceballos Cristina del Carmen Palacios Sánchez Carolin Alejandra Paz López Sergio Omar Reyes Zapata Viridiana López Cilia Dinorah Emiyuki Hernández Ángel Edrey Hernández Romero Alma Guadalupe del Carmen Cienfuegos Alejo

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Indice Resumen.............................................................................................................................................. 4 Introducción ........................................................................................................................................ 6 Parafinas .............................................................................................................................................. 7 1.1. Composición y Propiedades ................................................................................................... 7 1.2. Solubilidad ................................................................................................................................ 8 1.3. Cloud Point ............................................................................................................................... 9 1.4. Pour point................................................................................................................................. 9 1.5. Depositación............................................................................................................................. 9 1.6. Estrategias de remoción. ........................................................................................................ 10 1.7. Métodos químicos. ................................................................................................................. 11 1.7.1 Remoción de solventes. ................................................................................................... 11 1.7.2. Remoción de parafinas por aceite caliente. .................................................................... 11 1.7.3. Remoción con disulfuro de carbono CS2. ........................................................................ 12 1.7.4. Modificadores de los cristales de las parafinas............................................................... 13 1.7.5. Dispersantes. ................................................................................................................... 13 1.7.6. Tubería humectada (Water Wet Tubing). ....................................................................... 14 1.8. Métodos térmicos .................................................................................................................. 15 1.9. Métodos biológicos ................................................................................................................ 15 1.9.1. Bacterias devoradoras de parafinas. ............................................................................... 15 2. Métodos mecánicos .................................................................................................................. 16 2.1. Tubería de producción o recubrimiento plástico. .............................................................. 16 2.2. Remoción mecánica. .......................................................................................................... 17 Asfaltenos .......................................................................................................................................... 18 3.1 Composición y propiedades .................................................................................................... 18 3.2. Solubilidad .............................................................................................................................. 19 3.2.1 Efectos de la solubilidad por la temperatura y presión en asfáltenos. ............................ 20 3.3. Gases disueltos. ...................................................................................................................... 21 3.5. Determinación del contenido de asfáltenos en el petróleo crudo. ....................................... 22 3.6. Diagnostico del tipo de daño. ................................................................................................ 22

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3.7. Predicciones. .......................................................................................................................... 23 3.8. Prevención.............................................................................................................................. 24 3.9. Remoción con solventes. ....................................................................................................... 25 4. Remoción mecánica. ................................................................................................................. 25 5. Prueba de xileno caliente. ......................................................................................................... 26 5.1. Prueba de melt point. ............................................................................................................ 26 5.2. Prueba de solubilidad con pentano. ...................................................................................... 27 Conclusiones ..................................................................................................................................... 28

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Resumen Todos los yacimientos petroleros contienen hidrocarburos que están a altas presiones y temperaturas los cuales han permanecido en un equilibrio estático durante millones de años y están compuestos principalmente por gases, líquidos y sólidos disueltos. Teniendo como componentes asociados otros gases como el sulfhídrico (H2S) y bióxido de carbono (CO2), como líquidos asociados el agua producida y como sólidos asociados la arena de la formación, sal e incrustaciones de carbonatos y sulfatos. El objetivo de producción primaria es explotar estos yacimientos, llevando a los hidrocarburos hacia la superficie, rompiendo su equilibrio estático por un equilibrio dinámico variando sus condiciones iniciales de presión y de temperatura que alteran todos los equilibrios entre sus componentes e iniciando procesos químicos y/o físicos que conducen a problemas en las instalaciones, los sistemas de bombeo y de compresión en la superficie, los sistemas de bombeo electro centrifugo, la optimización de la explotación, los flujos, las tuberías de producción y de transporte, el medio ambiente y la salud del personal. Estos procesos se irán dando, algunos desde el inicio de la explotación y otros conforme pase el tiempo y pondrán en riesgo a los Activos causando altos costos de operación y mantenimiento de las instalaciones. Por eso es importante que estos sean identificados a tiempo para su prevención y control. Dentro de los problemas encontrados durante la explotación de un yacimiento es la precipitación de las parafinas y/o asfaltenos, que son hidrocarburos presentes en el petróleo crudo en cantidades significativas y desarrollan altas viscosidades durante su transporte desde el fondo del pozo hasta la superficie, en las tuberías de producción, líneas de flujo superficiales, separadores en la batería de producción y fondos de tanques y/o depósitos en el equipo de producción llegando en algunos casos que sea imposible de bombearse.

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En los crudos pesados hay más cantidad de asfaltenos que parafinas y en los crudo ligeros es contrario. Sus estructuras moleculares son diferentes, pero ambos permanecerán disueltos en las fracciones ligeras contenidas en los hidrocarburos producidos, siempre que la relación estequiométrica les favorezca para mantenerlas disueltas, pero si esta relación es insuficiente se iniciara el proceso de precipitación por afectar su solubilidad en los hidrocarburos líquidos teniendo como factores para este proceso: La presión, la temperatura, el contacto con ácidos y gases como el metano (CH4) y el bióxido de carbono (CO2). Los cuales van a ser explicados a detalle en la presentación de este trabajo.

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Introducción Los problemas más relevantes en los campos petroleros son causados por depósitos inorgánicos y orgánicos. Los depósitos inorgánicos son incrustaciones que representan los mayores problemas en pozos productores y equipos de producción en las operaciones en campos petroleros, por el taponamiento de las tuberías y equipos, reduciendo su flujo y la eficiencia. Las incrustaciones son depósitos de sales inorgánicas de limitada solubilidad. Estos normalmente se forman por un cambio en la temperatura o descomposición iónica. Estos pueden ser sulfato de bario (BaSO4), sulfato de estroncio (SrSO4), carbonato de calcio (CaCO3), sulfato de calcio (CaSO4) y carbonato de fierro (FeCO3). El daño a la formación puede ser causado por depósitos orgánicos que consisten de parafinas, asfaltenos y bacterias. El origen de las parafinas y asfaltenos esta en el petróleo crudo mientras que las bacterias se encuentran en las salmueras que se utilizan en la inyección de agua para la recuperación secundaria de algunos campos petroleros. El daño orgánico es el término usado para describir la perdida de productividad de un pozo debido a la depositación de parafinas, asfaltenos o bacterias. El daño a la formación por bacterias es más común en los pozos inyectores de agua. Las bacterias se desplazan hacia la zona de depósito donde reducen la permeabilidad debido al bloqueo en las rutas del flujo. La depositación de parafinas y asfaltenos causan daños principalmente en los pozos productores como resultado en los cambios de temperatura y presión. Aunque las parafinas y asfaltenos pueden coprecipitar, el

mecanismo de

depositación, las técnicas de remoción y las estrategias de prevención son diferentes.

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Parafinas

1.1. Composición y Propiedades

Las parafinas están compuestas principalmente

de

largas cadenas de

hidrocarburos con algunas ramificaciones.

La longitud de la cadena de carbono esta en el rango de C18 < C ≤ C60. La mayoría de las parafinas poseen un melting point en el rango de 80 a 200 °F. Comúnmente las parafinas tienen la apariencia de las ceras y una gama de colores desde blanco hasta café oscuro. La cantidad y el tipo de material parafínico en el petróleo crudo pueden ser determinado mediante la cromatografía de gas/liquido (GLC) o con la extracción con solventes. A menudo un indicador cualitativo de las parafinas totales contenidas es la medición del por ciento en peso de los solidos que precipitan, cuando son extraídos del petróleo.

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Solubilidad

Solubilidad

1.2. Solubilidad

Temperatura

PB

Presión

Efectos de la temperatura y presión en la solubilidad de las parafinas.

Como se muestra en la figura, aumentando la temperatura se incrementa la solubilidad de las parafinas en el petróleo crudo. Aunque el cambio de temperatura en el yacimiento no es común que ocurra durante la producción, el crudo se irá enfriando en la tubería de producción en su recorrido

hacia la superficie. La

inyección de fluidos fríos durante la remoción de materiales parafínicos o un tratamiento de estimulación, también disminuirá la temperatura del crudo. Cuando el crudo es calentado en el fondo del pozo a una temperatura superior, las parafinas podrán descomponerse antes de que se desintegre, aunque la temperatura tiene influencia en la solubilidad, la presión también es un factor importante. Para muchos petróleos crudos, la solubilidad de las parafinas es máxima cuando llega a la presión del punto de burbuja. Debajo del punto de burbuja, se produce un decremento en la solubilidad de las parafinas, debido a la evolución de las fracciones ligeras que ayudan a disolver a las parafinas. Arriba de la presión de burbujeo, las mayores densidades en la cadena molecular del hidrocarburo y las fuerzas de atracción, causaran la precipitación de las parafinas.

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1.3. Cloud Point El cloud point es la temperatura a la cual las parafinas empiezan a precipitar en el crudo. Esta temperatura es identificada por un cambio en la turbidez (clouding) como la temperatura está bajando. El cloud point es una función del peso molecular de los hidrocarburos (making off) elevándose por los componentes parafínicos en el petróleo crudo (mezcla de hidrocarburo). A mayores pesos moleculares se eleva el cloud point y hace que las parafinas se depositen más fácilmente. ASTM D-97-57. 1.4. Pour point El pour point es la temperatura más baja expresada en incrementos de 5°F en la cual se observa que el líquido fluye cuando es enfriado. El termino pour point indica que la viscosidad es lo suficientemente baja para que el petróleo crudo fluya. ASTM D-97-66. 1.5. Depositación

La depositación de parafinas es un ejemplo del equilibrio de fases fluido/sólido y pueden ser explicadas en términos de la termodinámica de una solución. Estudios muestran que una solución sobresaturada con respecto a las parafinas, no siempre estas se depositaran como nosotros esperamos. La cantidad y velocidad de depositación es también afectada por otros factores que incluyen la difusión molecular, la penetración y la difusión browniana. Los depósitos de parafinas pueden ser localizados en las tuberías de perforación, espacio anular, tubería de producción y líneas de flujo. Las parafinas también se depositan en los equipos, pozos, válvulas, martinetes y bombas electro centrifugas. Esto también nos hace pensar que bajo ciertas condiciones las parafinas pueden precipitar naturalmente en el reservorio (yacimiento). Sin embargo, hay solo un caso documentado de su precipitación que ocurre durante la 9

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producción normal de un reservorio o yacimiento y es Don Joao Field en Brasil. Los problemas potenciales de depositación de parafinas son identificados comparando las temperaturas de cloud point del petróleo crudo del yacimiento y el pozo. Si la temperatura experimentada por el petróleo crudo durante su producción es menor que la del cloud point la depositación puede ocurrir. Sin embargo, este método solo identifica los problemas potenciales de parafinas. Los efectos de la depositación de parafinas en la productividad de un pozo dependen de varios factores que incluye el área de la sección transversal para que fluya, humectabilidad de la superficie y la velocidad de depositación. En el laboratorio la prueba llamada Cold Finger es usada para evaluar la efectividad del químico diseñado para prevenir la depositación o determinando la cantidad depositada de parafinas simulando las condiciones del pozo. 1.6. Estrategias de remoción.

Hay una amplia variedad de tratamientos disponibles para el control y/o remoción de parafinas. Estos métodos se pueden dividir en cuatro categorías: 

Químico



Térmico



Biológico



Mecánico

Algunos de estos métodos son usados para remover depósitos de parafinas, mientras otros, son solo usados para prevenir e inhibir la depositación de las parafinas. Muchos de los problemas en la depositación de las parafinas requieren de una combinación de estos métodos para mantener una producción económicamente rentable y controlar la depositación.

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1.7. Métodos químicos.

1.7.1 Remoción de solventes.

Las parafinas son muy solubles en solventes orgánicos, estos pueden ser removidos con diesel, xileno y tolueno. Si las parafinas son depositadas en el yacimiento, un tratamiento de volumen en un rango de 50 a 100 gal/ft de intervalo requerido a penetrar. Si las parafinas son depositadas en la tubería de producción se recomienda lo siguiente:

1. Utilice un solvente estimando que su volumen sea cinco veces la cantidad de las parafinas depositadas. 2. Inyecte el tratamiento con solvente hasta el depósito de las parafinas y permita que el solvente limpie la zona de 3 a 24 horas. Si la tubería de perforación esta llena con salmuera, el solvente y solo una pequeña cantidad del solvente estará en contacto con las parafinas depositadas. Evite que este solvente entre en contacto con el yacimiento. 3. Una vez realizado el tratamiento regrese el pozo a producir.

1.7.2. Remoción de parafinas por aceite caliente.

Las parafinas son a menudo removidas de las tuberías por la circulación de aceite caliente a una temperatura de 150 a 300 °F en una relación de 2 a 3 veces el volumen del solvente con respecto al volumen de las parafinas depositadas. Este tratamiento utiliza una combinación del método químico (disolución ) y del térmico (melting). En este proceso, el aceite es calentado y bombeado en la tubería. La cantidad de calentamiento y la velocidad de bombeo son ajustadas hasta que la temperatura del aceite sea suficiente para removerse, teniendo en cuenta que existe una 11

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pérdida de calor hacia la formación. Como el aceite de calentamiento es bombeado hacia abajo a través de la tubería de producción, causara que las parafinas depositadas se fusionen o pasen de la fase solida a liquida y así son llevadas hacia el exterior. El tratamiento con aceite caliente puede dañar a la formación si las parafinas disueltas de las tuberías de producción son inyectadas a la formación de manera accidental. Si el aceite caliente que contiene parafinas disueltas entra a la formación y se enfría, las parafinas se depositaran en el reservorio.

El daño puede ser evitado o minimizarse por:

1. Usando un aceite de calentamiento que mitigue el problema de depositación de parafinas. 2. Añadiendo diesel y Xileno o un surfactante al aceite de calentamiento. 3. Realizar pruebas de desempeño en el laboratorio para determinar la temperatura optima del aceite de calentamiento, en la cual se disuelven las parafinas sin que se volatilicen las fracciones ligeras, las cuales incrementan su solubilidad.

1.7.3. Remoción con disulfuro de carbono CS2. Las parafinas son muy solubles en disulfuros de carbono. Sin embargo, por su toxicidad, inflamabilidad y su olor este solvente no es muy común usarlo para la remoción de las parafinas. A pesar de estas propiedades fisicoquímicas indeseables, en Ferrier Cardium Formation en Canadá ha sido usado el CS2 para remover las parafinas remanentes después de un tratamiento con aceite caliente.

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1.7.4. Modificadores de los cristales de las parafinas

Los modificadores de cristales de parafinas son polímeros que inhiben o alteran el crecimiento de los cristales de las parafinas y retarda su depositación. Los modificadores de cristales no disolverán o dispersaran las parafinas que ya han sido depositadas. Sin embargo, antes de hacer un tratamiento a un pozo, los depósitos de parafinas existentes deberán ser removidos. Estos químicos trabajan mejor con petróleos crudos libres de agua o con cantidades mínimas de agua. Estos químicos son muy selectivos con respecto a la composición del petróleo crudo, requiriendo pruebas de laboratorio para identificar al mejor inhibidor y su concentración para el pozo del que se trate. Estos modificadores de cristales pueden ser aplicados por un tratamiento squeeze o por inyección continua del químico en la corriente del problema. 1.7.5. Dispersantes.

Los dispersantes de parafinas son agente surfactantes activos que trabajan en presencia de agua, que humecta a las parafinas cuando estas precipitan. Desde que las parafinas son parcialmente humectadas por el agua, estas no son propensas para seguir creciendo. La acción del dispersante son algunas veces mejorados por el uso de agua caliente. Los dispersantes son comúnmente usados del 10% al 20% en agua fresca. Los dispersantes son relativamente baratos comparados con otros tratamientos químicos. Aunque los dispersantes no disuelven las parafinas, en algunos casos estos químicos pueden asistir removiendo por penetración fragmentándolos y dispersando las parafinas, las cuales son acarreadas o llevadas hacia el exterior del pozo por medio de los fluidos conocidos. Los procedimientos son similares a los usados a los tratamientos con solventes. Cuando son usados para el tratamiento de parafinas, los dispersantes son aplicados en el tratamiento Batch o Lotes. Cuando son usados para inhibir parafinas, la solución de dispersantes 13

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puede ser aplicada por un tratamiento squeeze o por inyección continua, similar a los modificadores de cristales de parafina. En el laboratorio una prueba llamada Flask test es usada para evaluar la efectividad de los dispersantes. Una cantidad pesada de parafinas es vertida en una probeta que contiene un dispersante químico disuelto en agua. La muestra es agitada hasta que las parafinas empiezan a romperse y

dispersarse. Varios

dispersantes son evaluados y aquel que nos de un rompimiento y dispersión óptimos de las parafinas, será considerado como la primera opción para el tratamiento.

1.7.6. Tubería humectada (Water Wet Tubing).

Actualmente ha sido desarrollado un tratamiento de las parafinas en la cual un químico altamente reactivo es usado para crear un agua pesada en la superficie del metal en un pozo. Este tratamiento inhibe la depositación de las parafinas, o sea, no son propensas a acumularse en la superficie humectada con el agua. Las oportunidades para que el tratamiento sea exitoso son mayores si el agua que produce el pozo sea menos del 10% protegiendo o blindando las tuberías después del tratamiento con este tipo de agua. Este tratamiento ha tenido éxito en algunos campos petroleros que utilizaban frecuentemente los tratamientos con aceites calientes para mantener la productividad de los pozos.

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1.8. Métodos térmicos

Cambiando las condiciones de producción se puede alterar las temperaturas del pozo y reducir la depositación de parafinas. Las opciones posibles incluyen:

1. Incrementando la velocidad de producción para elevar la temperatura del pozo. 2. Incrementando la presión a la que fluye el pozo para bajar la cantidad de hidrocarburos de bajo peso molecular que emigran del petróleo crudo. Sin embargo cualquier cambio en la velocidad de producción deberá de ser justificado económicamente dando la velocidad del flujo y sus efectos en las instalaciones superficiales de producción. 3. El calor puede ser suministrado al sistema por la instalación de un calentador en el fondo del pozo o usando un voltaje bajo para calentar la tubería en la superficie donde esta el punto de depositación de las parafinas. Este método puede ser usado tanto para remover las parafinas existentes como para prevenir la depositación de las parafinas. 1.9. Métodos biológicos

1.9.1. Bacterias devoradoras de parafinas.

Las bacterias devoradoras de parafinas han sido usadas en campos petroleros seleccionados para el control de los depósitos de las parafinas. Estas bacterias están en la naturaleza y son principalmente anaeróbicas, o sea que no requieren de oxígeno para vivir. Las bacterias son suministradas como un polvo seco y aproximadamente una libra es depositada en el espacio anular con un biocatalizador y un nutriente inorgánico.

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El tratamiento se desplaza en el fondo del pozo como una salmuera. Este tratamiento para el control de las parafinas tiene algunas limitaciones siendo estas las siguientes:

1. Se requiere de un exceso de agua por lo menos 1% para que las bacterias vivan. 2. La temperatura del fondo del pozo debe ser menor a 180°F 3. El sulfuro de hidrogeno puede inhibir la actividad bacteriana. 4. Otros químicos tales como inhibidores de incrustación, inhibidores de corrosión y rompedores de emulsión pueden interferir con la actividad bacteriana. 5. Antes del tratamiento del pozo con las bacterias, las parafinas existentes deberán ser removidas.

2. Métodos mecánicos

2.1. Tubería de producción o recubrimiento plástico.

La depositación de las parafinas puede ser inhibida por un recubrimiento plástico en el interior de la tubería de producción. Por ejemplo, Exxon Company instaló 2000 pies de una tubería de acero de 1 ¼ pulgada de diámetro en un pozo productor de gas combustible que anteriormente requería mensualmente un trabajo de limpieza con el equipo Wireline para asegurarse que 1400 pies de la tubería de este pozo esté libre de las parafinas. Después de la instalación de recubrimiento plástico en la tubería de producción, el pozo estuvo libre de parafinas por más de un año. Sin embargo, este recubrimiento plástico no es normalmente usado en una tubería de producción debido a que es dañado durante las operaciones del pozo con las herramientas loggin y de wireline, así como los trabajos de calentamiento de tuberías. 16

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2.2. Remoción mecánica.

Los depósitos de parafinas pueden ser removidos por técnicas mecánicas. Hay una amplia variedad de scrapers (raspadores) que remueven los depósitos por la acción de cortes. Y son utilizados principalmente por la herramienta Wireline o línea de acero para la tubería de producción. La periodicidad en el raspado mecánico de las parafinas deberá ser económica y dependerá del diseño del pozo, la presión y la velocidad del flujo en el pozo.

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Asfaltenos

3.1 Composición y propiedades Muy frecuentemente las parafinas y asfaltenos están presentes en los crudos, las propiedades de estos dos materiales orgánicos son erróneamente consideradas como similares. Mientras que las parafinas son cadenas largas y abiertas de hidrocarburos, los asfaltenos son aromáticos de alto peso molecular de aspecto negro y se desboronan fácilmente cuando estos precipitan. Estos solidos se descomponen a temperaturas mas elevadas a las del nivel melting point. Las partículas de los asfaltenos 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

asfaltenos consiste en anillos aromáticos con oxígeno y nitrógeno en cadenas heterocíclicas. Esto permite que los asfaltenos estén presentes en el petróleo crudo como micelas parcialmente disueltas de partículas coloidales dispersas. Una micela consiste de un asfalteno de alto peso molecular rodeado por resinas de bajo peso molecular y de hidrocarburos aromáticos que están dispersos en los asfaltenos.

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Las resinas son polares, moléculas hetero-atómicas con alto porcentaje de oxígeno. Las moléculas dispersas actúan de alguna manera como un surfactante, definiendo una interfase entre los asfaltenos y los crudos. Esto nos demuestra que los asfaltenos llevan intrínsecamente cargas las cuales son consideradas como las responsables de la estabilidad de las resinas en el asfalteno. Las cargas pueden ser positivas o negativas dependiendo del origen del petróleo.

3.2. Solubilidad Los factores que influyen la solubilidad de los asfaltenos en un petróleo crudo son: 1. Temperatura 2. Presión 3. Gases disueltos 4. Contacto con acido

Solubilidad

Presión

Temperatura

Parafinas

●

●

Asfáltenos

●

●

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Gases Disueltos

Ácidos

●

●

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3.2.1 Efectos de la solubilidad por la temperatura y presión en asfáltenos.

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

Un pozo en Venezuela en el campo Lagoven, una caída en la temperatura de la superficie del pozo fluyente pasó de 182 a 176 °F causando el taponamiento completo entre 13,000 pies de tubería en 2 días. La solubilidad de los asfaltenos en su punto mínimo es observada en el bubble point. Arriba de la presión del bubble point la solubilidad de los asfaltenos se incrementa. Esto es una consecuencia del incremento de la densidad a altas presiones las cuales estabilizan la dispersión. 20

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Debajo de la presión del bubble point, la solubilidad se incrementa cuando la presión es reducida. Los gases disueltos evolucionan o se separan los hidrocarburos y la fase liquida se enriquece en componentes pesados, los cuales incrementan la solubilidad de los asfaltenos. Cuando los asfaltenos y las parafinas se depositan simultáneamente, el efecto de la presión causa un conflicto y hace difícil la modificación de las condiciones de producción para el control de estos depósitos.

3.3. Gases disueltos.

Cuando los gases tales como CO2, CH4, disueltos en un hidrocarburo asfalténico, la solubilidad de los asfaltenos decrece. Si el petróleo crudo está saturado con asfaltenos, son desplazados por el gas haciendo que se precipiten o depositen. Este fenómeno es utilizado en la destilación de líquidos pesados del petróleo crudo en algunas corrientes en las operaciones de refinación. Este puede ser un problema cuando el CO2 es reinyectado para mantener la presión de un yacimiento.

3.4. Contacto con ácidos.

Otro problema el cual puede ocurrir durante un tratamiento del yacimiento con ácidos, es la formación de emulsiones muy viscosas o lodos cuando el ácido se mezcla con crudos asfalténicos. Cuando las cargas negativas de los asfaltenos se ponen en contacto con los iones de hidrógeno en el ácido, la carga es neutralizada causando que los asfaltenos se precipiten.

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3.5. Determinación del contenido de asfáltenos en el petróleo crudo.

Normalmente las fracciones de asfaltenos en los hidrocarburos están definidas como la parte del petróleo crudo que es insoluble en n-heptano. Sin embargo, otras recomendaciones prácticas han sido propuestas y son métodos no estandarizados que han sido adoptados por la industria petrolera. Muchos laboratorios utilizan otros solventes tales como n-pentano para hacer esta determinación. Diferentes solventes precipitan diferentes cantidades y tipos de asfaltenos. Por lo tanto, el contenido de asfaltenos en un petróleo crudo siempre deberá estar reportado por el tipo de solvente que se utilizó para que esta cantidad sea determinada. 3.6. Diagnostico del tipo de daño.

El camino más directo para determinar si un pozo está experimentando un problema de depositación de asfaltenos 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 asfaltenos de las parafinas y de las incrustaciones inorgánicas. La presencia o depositación de asfaltenos y parafinas pueden también ser identificados. 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 asfaltenos tienden a ser más como carbón o alquitrán.



Caliente lentamente una parte de la muestra. Las parafinas se derretirán, pero los asfaltenos y las incrustaciones inorgánicas no.



Mezcle una parte de la muestra con xileno. Tanto las parafinas y los asfaltenos se disuelven parcialmente el xileno. Sin embargo, si es añadido pentano, hexano o heptano a la solución con xileno, los asfaltenos precipitarán mientras que las parafinas permanecerán en la solución. 22

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3.7. Predicciones.

La manera más cuidadosa para estimar o predecir las condiciones en la cual los asfaltenos precipitaran es mediante pruebas que se realizan en laboratorios especializados para medir los efectos de temperatura, presión, relación agua/aceite y otros parámetros sobre la solubilidad de los asfaltenos. Para que las predicciones sean válidas, se deberá tomar una muestra bajo las condiciones de presión y temperatura en el fondo del pozo. Estas pruebas son muy caras y requieren de un considerable tiempo en el laboratorio. Sin embargo, utilizando una técnica de extracción con solventes, estos pueden ser reportados.

Con este método, el porcentaje en peso de los asfaltenos y las

resinas contenidas en el crudo (hidrocarburo) son cuantificados, usando un proceso de extracción térmica y química, con solventes como n-pentano, xileno y nafta. La experiencia ha demostrado que si la relación de porcentaje en peso de los asfáltenos con respecto a las resinas en esta prueba es de 1 a 10 o mayores, los asfaltenos tenderán a depositarse.

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3.8. Prevención.

Una vez que los asfaltenos son depositados estos son muy difíciles y costosos para removerse, en la mayoría de los casos es mejor, si es posible, la prevención de su depositación. El depósito de los asfaltenos hará que haya una pérdida de la productividad del pozo, debido a los siguientes mecanismos:

1. Restricciones debido a la presencia de los depósitos sólidos de los asfaltenos. 2. Taponamiento debido a la presencia de lodos o emulsiones después de mezclarse el petróleo crudo con el ácido debido a un trabajo de estimulación. 3. Cambio en la humectabilidad de la formación.

Estudios de laboratorio han demostrado que cuando los asfaltenos son depositados en la formación, la adsorción de su superficie en el petróleo crudo puede cambiar la roca de humectabilidad de agua a humectabilidad de aceite. Muchos métodos preventivos involucran cambiar la temperatura y presión del petróleo crudo durante la producción. La temperatura y la presión del flujo en la cabeza del pozo, así como la relación gas-aceite puede ser alterado por: 1. Cambiando el tamaño de la tubería. 2. Estimulando el pozo. 3. Aislando el espacio anular. 4. Cambiando el tamaño del estrangulador. Hay varias técnicas para incrementar la temperatura a la que fluyen los hidrocarburos en la cabeza del pozo. Si el diámetro de la tubería es reducido, el tiempo de residencia en el tubo también será reducido, incrementando la temperatura del flujo en la cabeza del pozo.

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3.9. Remoción con solventes.

Los solventes utilizados para disolver asfaltenos incluyen aceite caliente, diesel, xileno, nafta y disulfuro de carbono. La adición de un 10% de volumen de un solvente mutuo como el etilen-glicol-monobutil-eter en xileno y diesel incrementará la velocidad de disolución para algunos asfaltenos. Los asfaltenos son insolubles en hidrocarburos parafínicos de bajo peso molecular como el pentano, hexano y heptano.

Un solvente mutuo es miscible tanto en solventes orgánicos como

diesel, xileno y muchos petróleos crudos y en solventes acuosos como las salmueras. Si un solvente mutuo es añadido a un petróleo crudo con agua a altas concentraciones, los hidrocarburos y el agua harán una simple fase liquida. Para remover los asfaltenos de la tubería de producción o de perforación siga algunas de los procedimientos operacionales para remover las parafinas, si no es posible bombear hacia el pozo, será necesario introducir los solventes como una unidad de calentamiento por medio eléctrico. Cuando se trata de la formación o yacimiento, será necesaria la inyección de 50 a 100 gal/ft de xileno contenido un 10% etilen-glicol-monobutil-eter. 4. Remoción mecánica.

Si el volumen de los asfaltenos es demasiado grande para removerse de manera económica por un solvente o si la tubería está totalmente tapada por los asfaltenos depositados y no pueden ponerse en contacto con los solventes, removerlo mecánicamente o cepillado, esta técnica deberá de ser utilizada. En general, los depósitos de los asfaltenos son más duros que los de las parafinas, y el uso de las herramientas de corte de wireline no serían exitosas o eficientes.

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5. Prueba de xileno caliente.

Esta prueba es una técnica cualitativa para determinar si la muestra en su mayoría componentes orgánicos e inorgánicos.

Procedimiento: 1.-Tome una muestra del depósito que va a probarse y trate de disolverlo con xileno caliente. Si la muestra se disuelve es orgánica, si la muestra no se disuelve es inorgánica (incrustaciones, sulfuro de hierro, oxidación, arena, arcilla, etc.)

Precauciones: El xileno es un líquido flamable. Asegúrese estar alejado del calor, de las chispas y de la flama abierta. Asegúrese que el laboratorio este cerrado. No respirar los vapores. Realice esto con una ventilación adecuada.

5.1. Prueba de melt point.

Esta es una prueba cualitativa para distinguir a las parafinas de los asfaltenos.

Procedimiento: 1.-Ubique una parte de la muestra que contiene las parafinas y los asfaltenos en un crisol de porcelana y con un mazo triture. 2.-Caliente la muestra con una flama. 3.-Observe

el

comportamiento

de

la

flama.

Las

parafinas

se

funden

paulatinamente y se re-solidificaran con enfriamiento. Los asfaltenos se expanden con el calentamiento y no se licuan fácilmente y se solidifican con enfriamiento. Cuando se calientan los asfaltenos se fracturan y explotan.

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5.2. Prueba de solubilidad con pentano.

Esta prueba nos conduce a distinguir entre las parafinas y los asfaltenos.

Procedimiento: 1.-Tome una porción de la muestra de parafinas y asfaltenos, y trate de disolverla con pentano caliente (heptano, keroseno, diesel o gasolina; pueden servir como sustitutos del pentano caliente). Las parafinas serán suaves y flexibles y se disolverán en estos solventes. Los asfaltenos serán negro oscuro, duros y quebradizos y no se disolverán en estos solventes.

Precauciones: Los solventes utilizados en este procedimiento son flamables, el pentano, el hexano y la gasolina son extremadamente flamables. Asegúrese estar alejado del calor, las chispas y de la flama abierta. Asegúrese que el laboratorio este cerrado. No respire los vapores. Use una ventilación adecuada. Evite el contacto con los ojos, la piel y la ropa, lave instrumentos y manos. En caso de contacto, lávese los ojos con agua fresca por unos 15 minutos y llame al médico. Lave la piel con agua. Lave muy bien su ropa antes de re-usarse.

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Conclusiones

1.- Las parafinas y los asfáltenos tienen estructuras moleculares diferentes. Por lo tanto sus comportamientos son diferentes. 2.- Cuando estas se depositan de manera simultanea, el punto de burbuja (bubble point) juega un papel importante para su tratamiento. 3.- Las solubilidades de las parafinas, así como de los asfáltenos son afectadas proporcionalmente por la temperatura. 4.- Las solubilidades de las parafinas y los asfáltenos son afectadas de manera inversa por la presión. 5.- Es de vital importancia identificar el sólido que se ha depositado, para establecer las estrategias de prevención o de remoción. 6.- Es importante que cuando se utilice la simulación de los procesos, esta deberá de alimentarse en base a datos reales. 7.- Tratar de manera puntual a una depositación de las parafinas o de los asfáltenos. 8.- Cada pozo se comporta de manera diferente con respecto a otros pozos, inclusive a los del mismo yacimiento. 9.- En la vida productiva de un pozo, siempre existirá un problema de precipitación de parafinas o asfáltenos. 10.- Las compañías petroleras de clase mundial, tratan a los problemas de parafinas y asfáltenos de manera individual.

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Referencias

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El

refino

del

petróleo.

Petroleo

crudo.

Producto

petroliferos.Esquemas de fabricacion. Edit. Diaz de Santos. ISE instituto superior de la energia,2004. 2. 2.- Ken Arnold and Maurice Stewart. Surface Production operations. Design of oil handling systems and facilities.Edit.G.P.W. Tercera Edición,2007. 3. - Exxon production research, well productivity analysis and stimulation school, organic deposit-sections 13, November 1992. 4. - A. Majeed, B. Bringedal, and S. Overa, “Model Calculates Wax Deposition for N. Sea Oils, “Oil and Journal, June 18, 1990. 5. 3.- R. K Romeu, C. N. Khalil, and A. Rabinovitz,”Paraffin Precipitation in Don Joao Field, “Brazil, SPE Latin American Pet. Eng. Conf., SPE 21108, October 1990. 6. - G. G. McClaflin and D.L. Whitfill, “Control of Paraffin Deposition in Production Operations,” JPT, November 1984. 7. - J.G. Charles, “Paraffin Inhibition Treatments Reduce Well Maintenance Cost,”SPE 13362, SPE Eastern Reg. Mtg., October/November 1984. 8. - B. J. Eastlund et. Al., “New System Stops Paraffin Buildup,” Petroleum Engineer Int., January 1989. 9. - “Biological Control of Paraffin, “Presentation to EPR by PSL, Inc., April 27, 1990. 10. 8.- I.L Purdy and A. J. Cheyne, “Evaluation of Vacumm-Insulated Tubing for Paraffin Control at Norman Wells,” SPE 22102, SPE Int. Arctic Tech. Conf., May 1991. 11. - M. E. Newberry and Barker, “Formation Damage Prevention Through the Control of Paraffin and Asphaltene Deposition, “SPE 13796, SPE production Operations Symposium, March 1985. 29

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