Control de Parafinas
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Producción Petrolera III Producción Petrolera III Control de Parafinas Control de Parafinas CONTROL DE PARAFINAS 1. Objetivos 1.1 Objetivos Generales Tener un claro entendimiento del problema que pueden ocasionar las parafinas en la vida productiva de un pozo. Tener en cuenta las consideraciones técnicas que se pueden emplear para tratar el problema de las parafinas. 1.2 Objetivos Específicos Definir y entender los aspectos fundamentales de las parafinas tales como su origen y condiciones de deposición. Estudiar los problemas fundamentales que pueden ocasionar las parafinas. Estudiar las técnicas o tratamientos principales empleadas para el control de parafinas Mediante experiencias con aplicaciones con software ver los resultados de posibles simulaciones que puedan ser realizados para el control de parafinas. 2. Justificación El presente trabajo tiene la razón de ser preparado con el fin de tener una visión clara acerca del problema que se tienen con los compuestos denominados parafinas, la manera como poder tratarlos de la manera más optima y eficiente, aplicando para ello distintos procedimientos, técnicas y tratamientos, con el fin de mejorar y optimizar la producción
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Producción Petrolera IIIProducción Petrolera III Control de ParafinasControl de Parafinas
CONTROL DE PARAFINAS
1. Objetivos
1.1 Objetivos Generales
Tener un claro entendimiento del problema que pueden ocasionar las parafinas en la vida productiva de un pozo.
Tener en cuenta las consideraciones técnicas que se pueden emplear para tratar el problema de las parafinas.
1.2 Objetivos Específicos
Definir y entender los aspectos fundamentales de las parafinas tales como su origen y condiciones de deposición.
Estudiar los problemas fundamentales que pueden ocasionar las parafinas.
Estudiar las técnicas o tratamientos principales empleadas para el control de parafinas
Mediante experiencias con aplicaciones con software ver los resultados de posibles simulaciones que puedan ser realizados para el control de parafinas.
2. Justificación
El presente trabajo tiene la razón de ser preparado con el fin de tener una visión clara acerca del problema que se tienen con los compuestos denominados parafinas, la manera como poder tratarlos de la manera más optima y eficiente, aplicando para ello distintos procedimientos, técnicas y tratamientos, con el fin de mejorar y optimizar la producción de los campos petrolíferos, ya que este es un problema global entorno a toda la industria petrolera.
Como medio de aprendizaje y conocimiento, este trabajo será realizado con enfoque de tal modo que toda persona pueda entenderlo al poder revisarlo, teniendo como herramientas principales la presentación de gráficos y esquemas, de tal modo que el lector pueda entender con claridad los hechos que se van suscitando en toda la extensión del trabajo.
3. Fundamento teórico
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3.1 Clasificación de los Hidrocarburos
El petróleo crudo y las fracciones que provienen de él están conformados de moléculas denominadas hidrocarburos y por una combinación de átomos de carbono tetravalentes con átomos de hidrógeno monovalentes. Pero en el petróleo crudo no existen determinados tipos de estructuras moleculares; mientras que otras como las formas olefínicos inestables, se ha formado, se transforman de manera total e íntegra, en moléculas estables en los propios yacimientos durante el transcurso de los siglos.
Mediante la realización de distintos tratamientos sobre el petróleo crudo, el refinador puede hacer reaparecer estas combinaciones moleculares inexistentes.
Por otro lado, el petróleo crudo contiene, azufre, oxígeno y nitrógeno bajo la forma de compuestos tales como sulfuro de hidrógeno, mercaptanos R-SH, disulfuros y polisulfuros (RS- S-R)n, ácidos nafténicos, etc. Finalmente, y no obstante una decantación prolongada, se observan en el petróleo crudo sedimentos y agua salada, provenientes del yacimiento o del transporte en buques petroleros.
Dada la tetravalencia del átomo de carbono y de la mono valencia del hidrógeno, las distintas posibilidades de combinación de estos átomos pueden clasificarse según dos reglas generales: adición de los átomos de carbono en cadenas o en ciclos y con saturación, o no.
“Los principales grupos de hidrocarburos presentes en la nafta y la gasolina son parafinas, olefinas, naftenos y aromáticos (PONA). Varias técnicas analíticas han sido empleadas para determinar los tipos de hidrocarburos así como los componentes individuales presentes en la nafta y las mezclas de gasolina”.
3.2 Análisis Pona (Parafínicos, Olefínicos, Nafténicos Y Aromáticos)
a) Parafínicos (Hidrocarburos Saturados)
Es el nombre común de un grupo de hidrocarburos alcanos de fórmula general CnH2n+2, donde n es el número de átomos de carbono. La molécula simple de la parafina proviene del metano, CH4, un gas a temperatura ambiente; en cambio, los miembros más pesados de la serie, como el octano C8H18, se presentan como líquidos. Las formas sólidas de parafina, llamadas cera de parafina, provienen de las moléculas más pesadas C20 a C40.
La parafina fue identificada por Carl Reichenbach en esta forma, en 1830.[1] En la mayoría de los casos esta se utiliza para saber si se encuentra pólvora en algún cuerpo junto con luz violeta se le pone difenilamina y con que salga algún punto de color esta dará positivo.
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La Parafina, o hidrocarbono de parafina, es también el nombre técnico de un alcano en general, aunque en la mayoría de los casos se refiere específicamente a un alcano lineal o alcano normal — si posee ramificaciones, los isoalcanos también son llamados isoparafinas.
El nombre deriva del latín parum (= apenas) + affinis aquí utilizado con el significado de "falta de afinidad", o "falta de reactividad".
Generalmente se obtiene a partir del petróleo, de los esquistos bituminosos o del carbón. El proceso comienza con una destilación a temperatura elevada, para obtener aceites pesados, de los que por enfriamiento a 0° C, cristaliza la parafina, la cual es separada mediante filtración o centrifugación. El producto se purifica mediante recristalizaciones, lavados ácidos y alcalinos y decoloración.[2] Las refinerías de petróleo normalmente producen parafina.
Formula desarrollada
Algunos ejemplos de Parafínicos Lineales
Nomenclatura: terminación en ano.
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El metano, CH4, primero de la serie, el etano, el propano y el n-butano son gaseosos a temperatura ambiente; del n-pentano al n-cetano, C16, son líquidos; las moléculas parafínicas normales de peso molecular superior son sólidas y constituyen la parafina.
Todos estos hidrocarburos se encuentran en el petróleo crudo.
i. Isoparafinas (Parafinas Con Cadena Ramificada)
Son formas isómeras de los hidrocarburos parafínicos normales, es decir, que con el mismo número de átomos de carbono, tienen igual peso molecular. Se los diferencia de los anteriores utilizando el prefijo iso … ano.
Fórmula desarrollada del isobutano: C4H10
Formula desarrollada
Como ejemplo el Isooctano elegido como carburante patrón en la definición del número de octano es el 2.2.4 trimetilpentano:
Isooctano
La isomerización no es posible más que para las combinaciones en la cual intervienen cuatro átomos de carbono o más. Cuanto mayor es el número de átomos de carbono, mayor es el de isómeros posibles.
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b) Olefínicos (Hidrocarburos No Saturados)
Los Olefínicos son compuesto que presenta al menos un doble enlace Carbono-Carbono. Es un término anticuado que está cayendo en desuso. La IUPAC ha internacionalizado el término alqueno.
Se utilizan como monómeros en la industria petroquímica para la obtención de polioleofinas, como es el polietileno, formado por la polimerización del etileno.
El nombre viene de las propiedades que presentaban los primeros alquenos, el etileno (eteno con las normas de la IUPAC) principalmente, que al reaccionar con halógenos daban lugar a compuestos líquidos, viscosos, transparentes e insolubles en agua: óleos.
La fórmula general es CnH2n. Se puede decir que un alqueno no es más que un alcano que ha perdido dos átomos de hidrógeno produciendo como resultado un enlace doble entre dos carbonos.
Al igual que ocurre con otros compuestos orgánicos, algunos alquenos se conocen todavía por sus nombres no sistemáticos, en cuyo caso se sustituye la terminación -eno sistemática por -ileno, como es el caso del eteno que en ocasiones se llama etileno, o propeno por propileno. Los alquenos cíclicos reciben el nombre de cicloalquenos.
Estos hidrocarburos olefínicos no se encuentran en el petróleo crudo.
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Para los hidrocarburos superiores de la serie, es necesario precisar, en su denominación, la posición de doble enlace.
Otros compuestos Olefínicos
Para su nomenclatura se tienen las siguientes consideraciones:
El Sufijo correspondiente al enlace doble es eno y sustituye a ano cuando se da el alcano correspondiente.
El sufijo correspondiente al enlace triple es ino y sustituye a ano cuando se da el alcano correspondiente.
Se escoge la cadena carbonada más larga que contenga la función doble ligadura. Las posiciones de los enlaces con número menor de carbono las forma el doble
enlace. Las posiciones se separan del nombre con un guión y entre sí con comas.
i. Alquinos
Los alquinos son hidrocarburos alifáticos con al menos un triple enlace entre dos átomos de carbono. Se trata de compuestos metaestables debido a la alta energía del triple enlace carbono-carbono. Su fórmula general es CnH2n-2
Para dar nombre a los hidrocarburos del tipo alcano, alqueno y alquino se siguen ciertas reglas.
1. Se toma como cadena principal, la más larga en forma lineal o en secuencia vertical u horizontal.
2. Si todos los carbonos están unidos entre si por ligado limpio o simple, son saturados del tipo alcanos y se les nombra con el número ordinal griego, con terminación ano, excepto los 4 primeros que tienen nombre especial(met- un carbono, et. dos, prop- tres y but- cuatro).
3. Cuando los hidrocarburos saturados, tipo alcanos se les quita un hidrógeno, en cualquiera de sus extremos, resulta un radical hidrocarburo, quedando una valencia insatisfecha del carbono, y por ahí se une a otro compuesto, su nombre lo toma del carbono 8 saturado con terminación il o ilo.
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4. Cuando en las cadenas de carbono existe al menos uno de éstos que esté unido a otro carbono por triple enlace, éste es un Alquino y su temiación es en "ino". Ej: Propino, Butino, Pentino.
Entre sus propiedades físicas, se tiene:
Son insolubles en agua, pero bastante solubles en disolventes orgánicos usuales y de baja polaridad: ligroína, éter, benceno, tetracloruro de carbono. Son menos densos que el agua y sus puntos de ebullición muestran el aumento usual con el incremento del número de carbonos y el efecto habitual de ramificación de las cadenas. Los puntos de ebullición son casi los mismos que para los alcanos o alquenos con el mismo esqueleto carbonado.
Los tres primeros términos son gases; los demás son líquidos o sólidos. A medida que aumenta el peso molecular aumentan la densidad, el punto de fusión y el punto de ebullición.
Los acetilenos son compuestos de baja polaridad, por lo cual sus propiedades físicas son muy semejantes a la de los alquenos y alcanos.
Entre las propiedades químicas de los alquinos pueden ser hidrogenados por dar los cis-alquenos correspondientes con hidrógeno en presencia de un catalizador de paladio sobre sulfato de bario o sobre carbonato cálcico parcialmente envenenado con óxido de plomo. Si se utiliza paladio sobre carbón activo el producto obtenido suele ser el alcano correspondiente.
HC≡CH + H2 → CH2=CH2 + H2 → CH3-CH3
Aunque la densidad de electrones y con esto de carga negativa en el triple enlace es elevada pueden ser atacados por nucleófilos. La razón se encuentra en la relativa estabilidad del anión de vinilo formado.
Frente a bases fuertes como el sodio en disolución amoniacal, el bromomagnesiano de etilo etc. reacciona como ácidos débiles. Ya con el agua sus sales se hidrolizan para dar de nuevo el alquino libre.
Así como los alquenos, los alquinos participan en halogenación e hidrohalogenación.
c) Nafténicos (Hidrocarburos Cíclicos Saturados)
El ciclo, o núcleo, puede estar constituido por un número cualquiera de átomos de carbono. No obstante es más frecuente que contenga seis carbonos, por corresponder a los 109° del ángulo normal de unión de los átomos de carbono.
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Son isómeros de los hidrocarburos olefínicos. Su denominación es la misma de los parafínicos, procedida del prefijo ciclo. Existen el ciclopropano, el ciclobutano, el ciclopentano y el ciclohexano,d e fórmula C6H12. La condensación de dos núcleos cualesquiera da un hidrocarburo complejo saturado y pesado.
Los cicloalcanos son hidrocarburos saturados, cuyo esqueleto es formado únicamente por átomos de carbono unidos entre ellos con enlaces simples en forma de anillo. Su fórmula genérica es CnH2n. Su reactividad (con excepción de los anillos muy pequeños ciclopentano y ciclobutano) es casi equivalente a la de los compuestos de cadena abierta.
También existen compuestos que contienen varios anillos, los compuestos policíclicos. La nomenclatura de los cicloalcanos simples deriva del nombre del alcano con el mismo número de átomos de carbono poniendo el prefijo "ciclo-" delante.
El número de anillos se indica con los prefijos "di", "tri", etc.
El número de átomos en eventuales puentes que unen los anillos se pone en paréntesis angular delante del nombre.
Los policiclos que comparten sólo un átomo en sus anillos se llaman compuestos espiránicos. Su denominación se realiza del mismo modo que el de los cicloalcanos con el prefijo "espiro".
Para los sistemas más importantes suelen existir además nombres no sistemáticos.
Tipo de Nafteno
El cicloalcano más simple es el ciclopropano. Se genera por la Reacción de Wurtz intramolecular a partir de 1,3-dibromopropano con sodio o zinc. Se trata una sustancia reactiva debido a la elevada tensión del anillo. De forma parecida a los alquenos puede reaccionar en una reacción de adición (p. ej. con bromo) con apertura del anillo.
Probablemente el cicloalcano más importante es el ciclohexano. Se puede obtener por
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d) Aromáticos (Hidrocarburos Cíclicos No Saturados)
Teniendo en cuenta sólo el ciclo de seis átomos de carbono, la instauración puede darse en tres formas: simple, doble o triple, ya que en este núcleo resulta imposible que se den dos dobles enlaces consecutivos.
1 doble enlace: cicloolefínicos, como el ciclohexeno;2 dobles enlaces: ciclodiolefínicos, como el ciclohexadieno;3 dobles enlaces: bencénicos o aromáticos.
Esta última estructura cíclica no saturada responde a una forma estable de la molécula, motivo por la que es mucho más frecuente que las dos anteriores. Los hidrocarburos bencénicos se encuentran en los petróleos crudos en proporciones variables; los crudos de Borneo y Sumatra poseen una naturaleza aromática muy pronunciada. Por otro lado, ciertos catalizadores permiten obtener formas bencénicas atractivas por su propiedad antidetonante.
Se define como hidrocarburo aromático al polímero cíclico conjugado que cumple la Regla de Hückel, es decir, que tienen un total de 4n+2 electrones pi en el anillo. Los Hidrocarburos Aromáticos pueden ser cancerígenos. Se clasifican como 2A o 2B. Para que se dé la aromaticidad, deben cumplirse ciertas premisas, por ejemplo que los dobles enlaces resonantes de la molécula estén conjugados y que se den al menos dos formas resonantes equivalentes. La estabilidad excepcional de estos compuestos y la explicación de la regla de Hückel han sido explicadas cuánticamente, mediante el modelo de "partícula en un anillo".
Molécula de Benceno
Originalmente el término estaba restringido a un producto del alquitrán mineral, el benceno, y a sus derivados, pero en la actualidad incluye casi la mitad de todos los compuestos orgánicos; el resto son los llamados compuestos alifáticos.
El máximo exponente de la familia de los hidrocarburos aromáticos es el benceno (C6H6), pero existen otros ejemplos, como la familia de anulenos, hidrocarburos monocíclicos totalmente conjugados de fórmula general (CH)n.
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Una característica de los hidrocarburos aromáticos como el benceno, anteriormente mencionada, es la coplanaridad del anillo o la también llamada resonancia, debida a la estructura electrónica de la molécula. Al dibujar el anillo del benceno se le ponen tres enlaces dobles y tres enlaces simples. Dentro del anillo no existen en realidad dobles enlaces conjugados resonantes, sino que la molécula es una mezcla simultánea de todas las estructuras, que contribuyen por igual a la estructura electrónica. En el benceno, por ejemplo, la distancia interatómica C-C está entre la de un enlace σ (sigma) simple y la de uno π(pi) (doble).
Todos los derivados del benceno, siempre que se mantenga intacto el anillo, se consideran aromáticos. La aromaticidad puede incluso extenderse a sistemas policíclicos, como el naftaleno, antranceno, fenantreno y otros más complejos, incluso ciertos cationes y aniones, como el pentadienilo, que poseen el número adecuado de electrones π y que además son capaces de crear formas resonantes.
Estructuralmente, dentro del anillo los átomos de carbono están unidos por un enlace sp2
entre ellos y con los de hidrógeno, quedando un orbital π perpendicular al plano del anillo y que forma con el resto de orbitales de los otros átomos un orbital π por encima y por debajo del anillo.
Resonancia del Benceno. Cada carbono tiene tres electrones enlazados y el cuarto localizado en gira alrededor del anillo.
3.3 Petróleos
a) Petróleo De Base Parafinica
Compuesto principalmente por hidrocarburos parafínicos es decir que contienen grandes cantidades de parafina y poca o ninguna cantidad de materia asfáltica.
b) Petróleo De Base Asfáltica
Este tipo de petróleo eta fundamentalmente compuesto por hidrocarburos de la serie nafténica, presentan grandes cantidades de materia asfáltica y poca o ninguna cantidad de parafinica.
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c) Petróleo De Base Mixta
Es aquel que contiene tanto hidrocarburos parafínicos como Nafténicos, juntamente con cantidades considerables de hidrocarburos aromáticos.Para determinar la base de un petróleo crudo generalmente se emplea la siguiente formula.
K’=T¬(1/3)/S ; K’ = 1.216*t¬(1/3)/S
Donde:
K’= Factor de Caracterización T= Temperatura promedio del punto de ebullición °Rt= Temperatura promedio del punto de ebullición ° K S= Peso especifico del crudo a 60 °F (15.5°C)
De acuerdo a una de las clasificaciones, e establecen dos fracciones referidas al punto de ebullición del petróleo y son:
Fracción tipo # 1 cuyo punto de ebullición varía entre 250 y 275 °C (482 y 527 °F ) a la presión atmosférica .
Fracción tipo #2 que hierve entre 275 y 300 °C (527 y 572 °F ) a 400 mmHg (Aprox. 390 a 415 ° C ) 734 a 779 ° F ) a la presión atmosférica ) . El factor de caracterización en este análisis no está especificando, pero la siguiente tabla proporciona datos aproximados.
Los hidrocarburos parafínicos y/o asfalticos que contienen el petróleo crudo, pueden presentar problemas en la producción y el transporte; estos problemas son originados por razones que están directamente relacionados con la composición química del petróleo crudo.Los problemas que afectan a los petróleos crudos se dividen en tres clases:
1. Crudos que contienen concentraciones relativamente bajas de hidrocarburos compuestos por un elevado número de carbones los cuales tienen baja viscosidad a condiciones de reservorio y ocasionan problemas tales como la deposición de parafinas en fondo de pozo o en las líneas de flujo debido al enfriamiento del petróleo.
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2. Crudos que contienen alta concentración de hidrocarburos parafínicos, cuya producción es dificultosa al igual que el transporte, a menos que sean calentados o diluidos mediante tratamiento químico.
3. Crudos que contienen alta concentración de hidrocarburos asfalticos, que presentan alta viscosidad lo cual dificulta su producción y transporte.
3.4 Definición De Parafina
Se define parafina a la fracción orgánica pesada del petróleo que puede precipitar bajo determinadas condiciones en forma de depósitos o lodos; normalmente esta fracción está formada por hidrocarburos de elevado peso molecular cuya estructura es lineal en el rango de C12 a C60.
Las deposiciones más blandas corresponden a moléculas que tienen C12 a C25 y las más comunes van del C25 al C50.
Los depósitos de parafina en forma general se encuentran mezclados con pequeñas cantidades de hidrocarburos ramificados y con otros materiales orgánicos e inorgánicos tales como las resinas, gomas, material asfaltico, sal arena y agua.
3.5 Clasificación De Las Parafinas
Las parafinas se dividen en dos grandes grupos:
Parafinas Cristalinas Parafinas Micro cristalinas
Ambos tipos, son de cadena lineal larga, siendo los micros cristalinos de peso molecular más grande (560 a 700).
Las parafinas cristalinas son principalmente hidrocarburos parafínicos de cadena normal, con cantidades relativamente pequeñas de cadenas ramificadas (cerca del final de la cadena principal) con 23 a 29 átomos de carbono.
Las Parafinas micro cristalinas con 30 a 65 átomos de carbono , tienen más cadenas laterales , además contienen monociclo parafinas (Nafténicos con laterales Parafínicos ).
La parafina cristalina tiene un punto de fusión entre 48 y 60 ° C generalmente y presenta los siguientes tipos de cristales: Agujas, Malformados y Placas.
Las agujas son cristales fuertemente consolidados que al agruparse pueden atrapar porciones liquidas de crudo.
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Los malformados, son cristales débilmente conformados que no pueden agruparse y son fácilmente bombeables.
La estructura cristalina de las placas, eta formada en su totalidad por hidrocarburos parafínicos de cadena normal o lineal; son cristales bombeables, esto debido a que están enroscados sobre sus aristas (formando una especie de nido) lo cual les permite agruparse.
La parafina micro cristalina tiene un punto de fusión entre 62 y 104 °C generalmente se deposita en el fondo de os tanques de almacenaje.
Por otra parte la parafina puede variar en consistencia, clasificándose os depósitos desde blandos y pulposos hasta duros y quebradizos con puntos de fusión de 54 a 114 °C.
Cristalización de las Parafinas
También es posible distinguir entre depósitos que van desde parafina blanca hasta material totalmente asfaltico ; la mayoría de los depósitos sin embargo ,están entre los dos extremos y están formados por una mezcla de material asfaltico, alquitranes sólidos y cantidades considerables de petróleo , agua , arena , lodos , óxidos metálicos , sulfatos y carbonatos retenidos .El numero tamaño y forma de los cristales de parafina determina la tendencia a incrementar la viscosidad del crudo o a agruparse formando un gel.
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La composición de los depósitos de parafina está relacionada con la composición química del petróleo, razón por la cual, esta varia de campo a campo y muchas veces de pozo a pozo en el mismo campo.
3.6 Factores que originan la deposición de parafinas
El problema de deposición de parafinas, es uno de los más antiguos en la industria petrolera.
Los petróleos crudos, contienen hidrocarburos parafínicos que se precipitan y adhieren al LINER, a la tubería de producción, a la cañería de producción, varillas de succión y al sistema superficial de flujo.
La parafina se precipita cuando ocurren cambios en las condiciones de equilibrio, los cuales causan una disminución de la solubilidad de la parafina en el petróleo.
Una disminución en la temperatura, es la causa más común para que ocurra una deposición, sin embargo la variación de presión que ocurra una deposición; sin embargo la variación de presión, presencia de materia extrañas y la rugosidad de elementos tubulares , ejercen también acciones que derivan en la de4posicion de parafinas.
Deposición de Parafinas
3.6.1 Temperatura
En el reservorio , a una determinada temperatura, el petróleo contiene una determinada cantidad de parafinas en solución. A medida que este asciende hacia la superficie a través de la tubería de producción, experimenta un gradual enfriamiento. La disminución de temperatura es un factor que causa la reducción de la solubilidad.
La deposición de parafinas, se produce cuando la solubilidad de esta en el petróleo es excedida, esto ocurre en un punto en el sistema en el que la temperatura es menor a la del punto nube.
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Se define como punto nube la temperatura a la cual aparece una nube de partículas de parafina y se inicia la deposición de la misma.
Cuando la temperatura cae por debajo del punto nube, la parafina tiende a solidificarse y separarse de la parte liquida. Este fenómeno es seguido por el de COHESIÓN (Agrupamiento de los cristales) y el de ADHESION (Fijación de las masas al sistema de producción).
Las parafinas más duras (de punto de fusión más alto) son las primeras en depositarse en las instalaciones sub superficiales de producción, mientras que las más blandas lo hacen en los tramos más fríos de las instalaciones superficiales.
Los factores considerados dentro del análisis global de temperatura son:
1) Temperatura de la superficie de la tubería de producción.2) Temperatura del petróleo que circula a través de la tubería.3) Gradiente de temperatura entre la superficie de la tubería y el petróleo.4) Rata de flujo del petróleo.5) Velocidad de enfriamiento del petróleo.
La siguiente tabla muestra las características de los depósitos de parafina en el pozo, en función a la temperatura del petróleo crudo.
Temperatura de la superficie de la
tubería
Temperatura del petróleo crudo Tipo de deposito
Por encima del punto nube
Por encima del punto nube
No existe deposición
Por debajo del punto nube
Por encima del punto nube
Deposición sobre la tubería de producción
Ligeramente por debajo del punto
nube
Mucho mayor que la del punto nube
Pequeños depósitos de alto peso molecular, alto punto de fusión,
parafina dura.Mucho menor que la
del petróleo que circula
Mucho mayor que la de la superficie de la
tubería.
Bastante deposición, bajo punto de fusión, parafina blanda,
arrastre de petróleo.Por debajo del punto
nube , pero más caliente que el
petróleo que circula
Por debajo del punto nube
No existe deposición.
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3.6.2 Presión
Las caídas de presión pueden también promover la deposición de parafinas, debido a que los componentes volátiles del crudo (como el propano y el butano) evaporan, en términos generales la perdida de las fracciones livianas (Hidrocarburos gaseosos) favorecen la deposición de parafina en el petróleo debido a :
- Se reduce la solubilidad de la parafina en el petróleo.- Se reduce la temperatura debido a la expansión de los gases.- El volumen total de los solventes disminuye.
3.6.3 Materias Extrañas
Materias extrañas como ser sedimentos, incrustaciones, sales y productos de a corrosión, sirven como núcleos alrededor de los cuales puede cristalizar la parafina.Cuando este mecanismo comienza, tiende a producir un continuo crecimiento de los cristales.
Estas partículas que actúan como núcleos para la formación de pequeños y grandes cristales de parafina, incrementan la tendencia a la separación de la fase liquida y la posterior precipitación.
Entre los residuos encontrados en os depósitos de parafinas se tiene: Calcita, cristales de cloruro de sodio, sulfatos de calcio y bario, oxido de hierro, carbonato de hierro, calcio y magnesio.
Deposición de parafina por presencia de materias extrañas
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3.6.4 Rugosidad Superficial
El grado de deposición de la parafina en la superficie de los elementos tubulares que forman parte del sistema de producción, es proporcional al grado de rugosidad, debido a que presentan una mayor área de exposición a la deposición.
En lugares en los que las condiciones para la deposición están dadas, características tales como la cantidad, dureza, porcentaje y peso molecular de las deposiciones están directamente gobernados por el grado de rugosidad de la superficie.
La rugosidad de una superficie se la expresa mediante “EL FACTOR DE RUGOSIDAD ” que es un promedio de las distancias entre los picos y los valles del perfil de la superficie de corrosión , tomados perpendicularmente a la cara de este, reportada en micrones (μ) y obtenida por métodos focales con un microscopio equipado con un portaobjetos móvil y graduado .
Existen superficies que son asombrosamente lisas y uniformes, mientras que otras son rugosas e irregulares. Los factores de rugosidad para las diferentes superficies han sido clasificados según E.B. Hunt de la siguiente manera:
1. Acero Pulido.- Factor de rugosidad: menor a 5 μ. Este factor representa una superficie lisa ideal, rara vez encontrada en la práctica.
2. Acero Rayado por Arena.- Factor de rugosidad: 20 μ. Representa a una superficie similar a la del acero de la tubería de producción de los pozos en los que el fluido de petróleo tiene arrastre de arena.
3. Acero Fino.- Factor de rugosidad: 30-40 μ Representa una superficie similar a la del acero de la tubería de producción que no presenta excesiva fatiga.
4. Acero Corroído.- Factor de rugosidad: 50 μ. Representa una superficie similar a la tubería de un pozo en el cual la corrosión es activa.
5. Acero Áspero.- Factor de rugosidad: 60-70 μ. Representa una superficie sumamente áspera.
Tomando en forma global todos los factores antes mencionados puede considerarse un mecanismo que resume las causas de la deposición.
Cuando el petróleo crudo se mueve en el interior del pozo, ocurren os cambios que favorecen la precipitación de la parafina y son la disminución de la temperatura, razón por la cual el petróleo llega a enfriarse y la disminución de presión que permite producir con mayor facilidad las fracciones livianas. La pedida de las fracciones livianas implica que el crudo pierde un buen solvente de parafinas al mismo tiempo el volumen de la porción liquida disminuye. La evaporación de esas fracciones livianas también acelera el enfriamiento del petróleo crudo.
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A medida que el crudo se enfría los hidrocarburos parafínicos lineales, pierden solubilidad en función al peso molecular comenzando la cristalización de os más pesados.
Los cristales pueden asociarse en grupos que pueden tener como núcleos materias extrañas y/o pueden depositarse sobre las superficies metálicas, con mayor facilidad en aquellas que presentan rugosidades considerables.
El caudal de petróleo crudo también afecta las características de deposición; un elevado caudal de flujo remueve selectivamente fracciones blandas, residuos duros y depósitos densos de parafina fundida; un bajo caudal de flujo permitirá solamente la remoción de parafinas blandas y el arrastre de depósitos blandos de bajo punto de fusión.
La consideración de la parafina está sujeta a cambios de su estado en el momento de la deposición. Aun después de haberse producido la acumulación, la presencia de gas, agua y materias extrañas aumentan la severidad del problema. El gas que pasa sobre los depósitos ya formados, arrastra los productos livianos de la parafina causando unos efectos de secado; el contacto con agua (a menos que sea a altas temperaturas) tiende a llevar a la parafina a una consistencia más plástica.
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3.7 Problemas Originados Por La Deposición De Parafinas En Los Diferentes Sistemas De Producción
El proceso de producción de hidrocarburos, es un fenómeno de flujo de fluidos, de la formación al fondo del pozo y del fondo del pozo a la superficie.
El petróleo y el gas fluyen a través de las rocas de depósito hacia el fondo del pozo como resultado de la acción de una o más de varias fuerzas .naturales que están latentes dentro de los depósitos naturales, y estas son: (1) La fuerza de expansión del gas natural a alta presión asociado con el petróleo y el agua en el depósito; (2) La fuerza hidráulica de empuje hacia arriba y la fuerza expansiva de la intrusión del agua de fondo y (3) La fuerza de la gravedad. A estas se pueden agregar dos fuerzas expulsivas adicionales que pueden ser efectivas algunas veces: (a) Aquella debida a la compresión de las rocas de depósito poco consolidadas al escapar la presión del yacimiento y (b) Aquella debida a la expansión volumétrica del petróleo. Las presiones creadas por la acción de estas fuerzas hacen que los fluidos del depósito se muevan de áreas de alta presión a áreas de presión más baja (cerca de los pozos perforados para la recuperación).
Deposición severa de Parafina en tubería
Frecuentemente cuando las presiones de formación son suficientemente altas, se tiene en el fondo una considerable cantidad de energía que no sólo es utilizada para expulsar los fluidos de la roca de depósito hacia el fondo del pozo, sino que también puede elevarlos hasta la superficie. Este sistema de producción es conocido como: Surgencia Natural.Cuando la energía de las formaciones no es suficiente para elevar los fluidos hasta la superficie, se aplican sistemas de elevación artificial tales como: Bombeo Mecánico, Bombeo Neumático y Bombeo Hidráulico, los cuales emplean energía desarrollada, aplicada al proceso de levantamiento de hidrocarburos.
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3.7.1 Surgencia Natural
Se conoce como flujo natural o surgencia natural, al proceso de producción en el cual las presiones de la formación, tienen la suficiente magnitud como para originar el empuje de los fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie, o sea que el petróleo y el gas son producidos en virtud de la energía natural confinada dentro de los fluidos existentes en el yacimiento.
Los pozos que fluyen su producción bajo la influencia de fuerzas naturales, se pueden clasificar de acuerdo al carácter del flujo en: Pozos surgentes de flujo continuo y Pozos surgentes de flujo intermitente.
La condición de flujo continuo, resulta cuando la presión del depósito es mayor que la necesaria para soportar la presión de 'la columna de fluido del pozo que se prolonga desde la roca de depósito hasta .la superficie; este efecto se presenta por el empuje continuo de las presiones del reservorio, lo cual permite un flujo uniforme.
En cierta etapa de la declinación productiva, la mayor parte de los pozos fluyentes, presentan tendencia a fluir intermitentemente. A un flujo de petróleo con algo de gas seguirá un flujo de gas sin petróleo; luego sigue un periodo de quietud en el que el pozo parece estar "muerto" y no descarga ni petróleo ni gas, posteriormente se presenta un flujo de petróleo y así sucesivamente; este fenómeno es conocido como producción por "cabeceo" o "borbolloneo".
Los estudios de la dinámica de fluidos en reservorios, han permitido establecer que la primera consecuencia del flujo intermitente es el fenómeno de los volúmenes insuficientes de gas en determinada etapa de producción, los cuales dan origen a bajas velocidades ascendentes provocando un flujo no uniforme.
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La producción de un pozo por surgencia natural, es el sistema de producción más barato y cómodo dentro de la industria; requiere del menor número de elementos tanto en subsuelo como en superficie.
Los materiales básicos que se utilizan en un pozo que produce por surgencia natural son: Tuberías, obturadores o packers, cabezal de pozo y arbolito de producción; la función básica de estos elementos es la de confinar las presiones del pozo y controlar el flujo del mismo.
I. Tuberías
Se instalan como un medio que permite el flujo vertical de los fluidos hacia la superficie, son diseñadas de acuerdo a los requerimientos de esfuerzos que se establecen en el curso de la producción de un pozo.
Debido a que las condiciones de caudal y resistencia varían de pozo a pozo, se emplean varios diámetros y diferentes grados de acero en el diseño de la denominada sarta de producción.
II. Obturadores
También llamados packers, son herramientas que permiten elevar la eficiencia de la producción de petróleo y/o gas en un pozo con uno o más niveles productores.
Los obturadores son usados con el propósito de efectuar un sello entre el exterior de la tubería y el interior de la cañería de producción a fin de evitar el movimiento de los fluidos debido a la presión diferencial sobre y debajo del punto de sellado.
De manera general los obturadores pueden clasificarse de acuerdo a su uso en permanentes y recuperables; de acuerdo a su sistema de aislación en simples, dobles y triples; de acuerdo a la forma de activar sus mordazas en mecánicos e hidráulicos; de acuerdo al agarre en obturadores de simple agarre y obturadores de doble agarre y de acuerdo a su sistema de anclaje en mecánicos (de peso o de tensión), hidráulicos y eléctricos.
III. Cabezal De Pozo
El cabezal de pozo está constituido por los colgadores de las diferentes sartas de cañería de revestimiento, los cuales permiten la aislación de los distintos tramos que forman parte de la geometría del pozo, permiten también el ensamble del sistema de prevención durante las operaciones de intervención así como la instalación del arbolito de producción.
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Entre las partes de un cabezal de pozo, se pueden indicar: Cano guía, colgador de cañería intermedia, colgador de cañería de producción y colgador de tubería. Todos los cabezales presentan salidas laterales para los correspondientes espacios anulares.
IV. Árbol de Producción
El árbol de producción es un conjunto de válvulas, niples y accesorios de alta presión que forman un cuerpo metálico macizo de alta resistencia a las presiones, se lo emplea para controlar el flujo y suministrar acceso a la tubería de producción, incluye todo el equipo instalado sobre la brida tope del cabezal del pozo; existen muchas variantes en los arreglos de estas conexiones a fin de satisfacer las necesidades de cualquier aplicación.
V. Estranguladores
Conocidos también como choques, son dispositivos que se .instalan en el arbolito corriente abajo de la válvula de surgencia, para restringir, controlar y regular el flujo de los fluidos. El estrangulador puede ser del tipo positivo o regulable. El positivo está compuesto de un cuerpo o caja porta choque en cuyo interior se instalan los orificios con el diámetro requerido; el choque regulable permite variar los diámetros de orificio a emplearse sin necesidad de extraer el choque, posee un vástago con graduaciones que indican el diámetro efectivo del orificio.
VI. Estranguladores De Fondo
Como su nombre lo indica son choques instalados en el fondo del pozo, en la parte inferior de la tubería de producción, pueden estar apoyados sobre un niple asiento y ser retirados o reinstalados con herramientas a cable. El propósito de estos estranguladores de fondo es reducir la presión de superficie y atenuar la caída de temperatura causada por grandes reducciones.de presión a través del estrangulador de superficie, reduciendo la tendencia al congelamiento.
Entre otros accesorios empleados en los arreglos superficiales de producción de los pozos surgentes se pueden mencionar:
Tapones ciegos, filtros, niples de asiento, niples sello, camisas deslizables, juntas de expansión, niples reforzados resistentes a la abrasión (Blast Joint), etc.De acuerdo a las características del yacimiento, las terminaciones de los pozos surgentes pueden clasificarse en tres tipos principales, simples, dobles y múltiples.
La terminación simple se caracteriza por la instalación de una sola columna o sarta de producción que permite explotar una sola arena productora, en este tipo de terminación se emplea un packer y un arbolito de producción de simple terminación.
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Las terminaciones dobles se caracterizan por la instalación de dos columnas de producción, para explotar dos arenas productivas simultáneamente.
Las terminaciones múltiples son aquellas que permiten instalar en el pozo más de dos columnas de producción .aunque generalmente la terminación múltiple se reduce a la explotación simultanea de tres arenas productoras, debido a condiciones técnicas y de seguridad.
3.7.1.1 Problemas originados por la parafina en el sistema de surgencia natural
El petróleo debido a su alto contenido de parafina, se convierte en una masa sernisólida (difícil de producir) al reducirse moderadamente la temperatura. Las acumulaciones de parafina sobre las paredes interiores de la tubería de producción, reducen considerablemente el diámetro efectivo de la línea, lo cual causa un incremento de la presión y un decremento en el volumen que pasa a través de esta.
Debido a la abundante acumulación de parafina, la tubería de producción puede taparse completamente, lo cual no solamente restringe el flujo sino que lo anula por completo.
Cuando la deposición de parafina en un pozo es severa, la operación de los pozos es muchas veces interrumpida debido a que estos requieren frecuente limpieza.
Las acumulaciones de parafina se forman con mayor severidad en pozos en los que no se realiza un adecuado control de presión; al aplicar una contrapresión adecuada se evita el escape de las fracciones ligeras del petróleo que durante su ascenso por la tubería de producción influyen en el enfriamiento del fluido, provocando la deposición de parafinas.
Otra ventaja del control de presión es que, manteniendo una presión adecuada se retiene en solución una mayor cantidad de gas y teóricamente la viscosidad del petróleo y la tensión superficial se conservan en valores más bajos.
El depósito de parafina es más serio en campos viejos, parcialmente agotados, en los que la presión del gas ya no es suficiente para mantener abiertos los poros de la arena productora alrededor de las paredes del pozo. Las rocas de la pared se vuelven más y más impermeables por la deposición de parafinas en los espacios porosos, hasta que los pozos quedan prácticamente separados del estrato productor. La evidencia indica que en casos extremos la acumulación de parafinas puede extenderse por la roca de depósito a una distancia, de varios metros desde las paredes de los pozos.
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3.7.2 Bombeo Mecánico
El sistema de elevación artificial por bombeo mecánico es uno de los más difundidos en la actualidad, desde los comienzos de la explotación petrolífera fue usado aprovechando sus características de sencillez, flexibilidad y confiabilidad. Algunas ventajas como la rapidez de montaje e independencia de funcionamiento, lo hicieron insustituible en la explotación de campos en desarrollo, su perfecta adaptación a los caudales, profundidades y condiciones de bombeo existentes en los 'diferentes campos, han sido el principal motivo por el cual se lo usa en forma masiva.
Este sistema de elevación, consiste en levantar el petróleo desde el fondo del pozo con la ayuda de una 'bomba de profundidad, accionada por una sarta de varillas, la cual es impulsada por una unidad de bombeo ubicada en superficie.
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I. Instalaciones Superficiales
En superficie básicamente se tiene un motor y una unidad de bombeo, formada por una torre o poste maestro, un balancín o viga, soportado por un cojinete principal; en la cola del balancín se encuentra el mecanismo biela-manivela, que lo comunica con la caja reductora de velocidad. En el otro extremo del balancín, se tiene la cabeza cuya tangente debe pasar siempre por el centro 'del pozo. La transmisión del motor a la caja reductora se la realiza por medio de poleas y correas; la manivela tiene diferentes orificios y según ellos se regula la longitud de la carrera.
Unidad de Bombeo Convencional
Unidad de bombeo Contrabalanceada por Aire
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Unidad de Bombeo Mark II
Esta descripción corresponde a una unidad convencional de bombeo clasificada dentro de las unidades Clase I. Las unidades Clase III tales como las unidades contrabalanceadas por aire o las unidades Lufkin Mark II presentan algunas variantes propias del diseño.
II. Instalaciones Sub Superficiales
El arreglo sub superficial de un pozo generalmente presenta los siguientes elementos:
Trampa de gas, bomba de profundidad, tubería de producción y varillas de bombeo.
III. Trampa De Gas
El fluido que ingresa a la bomba de profundidad, puede contener gas libre que acompaña al petróleo o gas disuelto el cual es liberado dentro de esta por disminución de presión o agitación dentro del sistema de bombeo.
El inconveniente de la presencia del gas es la disminución de la eficiencia volumétrica de la bomba, llegando en algunos casos al bloqueo de la misma por compresión y descompresión del gas.
A efecto de minimizar los inconvenientes producidos por el gas, se emplean trampas de gas, con el objeto de separar el petróleo del gas, de tal manera que el gas pueda ser liberado a través del espacio anular cañería-tubería.
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IV. Bombas De Profundidad
Las bombas de profundidad están compuestas de cinco elementos fundamentales:
Camisa o funda, émbolo, válvula de pie, válvula viajera y niple asiento.
El funcionamiento de las bombas de profundidad que se utilizan para la explotación de pozos petrolíferos, está basado en el principio de la bomba aspirante e impelente.
Existen dos tipos de bombas: Tubulares e Insertables.
V. Bombas Tubulares
Su nombre deriva del hecho de que la camisa o funda de la bomba es una parte integrante de la sarta de la tubería de producción. Esta bomba se caracteriza por tener (para igual diámetro de tubería de producción) una camisa de mayor diámetro que la camisa de la bomba insertable, por esta razón la tubular es de mayor capacidad extractiva que la insertable en iguales condiciones.
Algunas bombas están provistas de niples de extensión lo cual permite una mayor carrera del pistón con menor longitud de camisa. Una bomba tubular se designa de la siguiente manera:
T W E 2" * 1 3/4" * 9'*13’
Donde:
T= TubularW=Camisa enteriza E= Con niples de extensión 2"= Diámetro de la bomba 1 3/4"= Diámetro del émbolo 9'= Longitud de la camisa13 '=Longitud de la camisa y los niples de extensión
VI. Bombas Insertables
Su nombre proviene del hecho de que la .bomba es bajada mediante las varillas de bombeo y luego es anclada en un niple asiento previamente bajado con la sarta de la tubería de producción, la principal ventaja de este tipo de bomba es que puede ser sacada sin necesidad de extraer la tubería.
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Especificaciones de una bomba insertable:
2 1/2" * 1 3/4" *24' THD (-8)
Donde:
2 1/2"= Diámetro de la tubería donde la bomba será usada.1 1/4"= Diámetro del émbolo.24'= Longitud del barril de la bomba.THD= Top Hold Dovm ; que tiene anclaje de copas en la parte superior (Existe también anclaje en la parte inferior se los especifica como BHD Bottom Hold Down).(-8)= Luz entre el barril y el pistón indicada en milésimas de pulgada (0,008 Plg).
VII. Varillas De Succión
Las varillas son el medio de transmisión del movimiento de la unidad de bombeo a la bomba de profundidad. Generalmente se utilizan varillas de 25 pies de largo C7, 6 m) de diámetros que van desde 5/8" a 1 1/8" pasando por todas las medidas API intermedias.
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3.7.2.1 Problemas originados por la parafina en el bombeo mecánico
Los principales problemas originados por la deposición de parafinas en el sistema de bombeo mecánico son:
Elevadas presiones de bombeo en boca pozo
Deficiente llenado de la bomba de profundidad, debido a la elevada viscosidad del fluido producido con la consecuente merma en la producción del pozo.
Baja velocidad de descenso de la sarta de varillas de bombeo comparada con el régimen de la. Unidad, lo que obliga a disminuir el número de emboladas por minuto y en algunos casos la carrera, con la consecuente disminución en la producción.
Periódicos cambios de cañería de producción por parafinación de la misma o enfriamiento del fluido en su interior, al pararse el pozo por distintos motivos.
Reiteradas intervenciones con equipo desparafinador, con la correspondiente pérdida de producción que implica el paro del pozo mientras dura la intervención y los costos propios de la misma.
Incremento del rango de cargas del diagrama dinamométrico producido por:
Aumento de carga máxima por mayor pérdida de carga en la tubería de producción y en la cañería superficial de recolección.
Disminución de carga, mínima por incremento de la fricción de la 'herramienta con el fluido.
3.7.3 Bombeo Neumático
El bombeo neumático es un sistema de levantamiento artificial que puede ser*empleado cuando la surgencia natural de un pozo se detiene o para complementar el flujo natural.
Este sistema de levantamiento, consiste en inyectar al pozo, gas a alta presión y de esa manera proporcionar o adicionar suficiente energía para trasladar los fluidos desde el nivel productor hasta la superficie.
Dependiendo sobre todo de las características de producción del pozo, puede emplearse flujo continuo o flujo intermitente. Algunos factores que afectan la selección del tipo de levantamiento son: El caudal de producción, la presión de fondo pozo CPFP3, el índice de productividad (IP), profundidad del levantamiento, presión del gas de inyección y otros.
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En pozos con alto IP y alta PFP generalmente se emplea flujo continuo y en pozos con bajo IP y alta PFP flujo intermitente.
I. Flujo Continuo
El levantamiento con gas empleando flujo continuo, es similar al flujo natural; las operaciones básicas consisten en controlar las condiciones de inyección del gas apropiadas, en una columna de fluido para causar aireación de la misma y de esa manera poder obtener la presión fluyente necesaria para obtener el caudal de producción deseado.
II. Flujo Intermitente
El levantamiento con gas empleando flujo intermitente, consiste en la inyección de gas a presiones y volúmenes determinados, en forma intermitente dentro de la tubería de producción, por debajo de la columna de fluido, para levantar baches del mismo, desde el nivel productor hasta la superficie.
Entre los elementos necesarios para la recuperación de fluidos mediante el sistema de bombeo neumático se pueden indicar:
Válvulas de gas lift, mandriles, obturadores y equipos de superficie para control de inyección de gas.
III. Válvulas De Gas Lift
Son herramientas que permiten la inyección de gas a altas presiones a la tubería de producción donde se encuentran los fluidos que serán trasladados a la superficie. La instalación de más de una válvula de gas lift en un arreglo, facilita el arranque y la operación del sistema. Estas válvulas van incorporadas en la tubería de producción a distintas Profundidades. En la actualidad se utilizan varios tipos de válvulas, pero una gran mayoría se puede clasificar en dos categorías o grupos: válvulas balanceadas y válvulas desbalanceadas.
a. Válvulas Balanceadas
Son aquellas que durante la operación tienen a misma presión de apertura y cierre, diferenciándose unas a otras por los medios de accionamiento que presenta su mecanismo de operación, tales como las válvulas accionadas por presión de gas de inyección, accionadas por la presión del fluido de producción o accionadas en forma combinada.
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b. Válvulas Desbalanceadas
Son las más usadas por sus características de operación que se basan en la presión diferencial o diferencia de cierre y apertura llamada “spread”. Al igual que las balanceadas pueden ser accionadas por cualquier medio anteriormente indicados.
De acuerdo al sistema mecánico que presenten pueden clasificarse en válvulas que trabajan con cámara, cargadas o pre cargadas con gas; válvula que operan con presión de fluido en la cámara y válvula accionadas por resorte.
IV. Mandriles
Son elementos que sirven de protección a la válvula, las cuales se alojan en el bolsillo del mismo, debido a esto se considera que su construcción debe ser de un material r4sistente al colapso, además, los mandriles deben permitir que el flujo de gas que entra a la tubería de producción a través de la válvula, tenga un ángulo de deflexión de tal manera que toda la energía del gas se trasmita para elevar el fluido a la superficie.
Estos mandriles al igual que las válvulas pueden ser utilizados para la inyección de productos químicos, agua y otros.
Los mandriles pueden clasificarse en dos tipos:
Mandriles convencionales Excéntricos y recuperables.
a. Mandriles Convencionales
Son aquellos en que se toma en cuenta el diámetro de la tubería para su construcción. La oreja que presentan estos, sirven para alojar la válvula en la parte exterior del mismo, al mismo tiempo que sirve de protector. Existen también mandriles convencionales dobles, los cuales pueden alojar dos válvulas en su parte cóncava.
b. Mandriles Excéntricos
Tienen la particularidad de que las válvulas se alojan en el interior del mismo y pueden ser recuperados con equipo a cable.
V. Obturadores
Son elementos de aislamiento que permiten seleccionar zonas productivas o roturas existentes en la cañería de producción. El sistema de bombeo neumático se utiliza de varios tipos, los cuales son seleccionados según el tipo de arreglo que se va ha instalar en el pozo.
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VI. Equipos de superficie para el control del gas de inyección
El control de inyección de gas se realiza mediante un controlador de válvula motor de cierre instantáneo automático, mientras que el volumen de gas inyectado se registra con un gasómetro.
El controlador como su nombre indica, controla la frecuencia y el tiempo de inyección del gas al espacio anular del pozo mediante una válvula motor. La frecuencia y el tiempo de inyección pueden ser ajustados en el dial según el ciclo requerido. Los controladores pueden ser accionados eléctrica o mecánicamente.
VII. Clasificación de las instalaciones del sistema de bombeo neumático
Existen tres variantes esenciales en las instalaciones que aplican el bombeo neumático, estas son:Instalaciones abiertas, semi-cerradas y cerradas.
a) Instalaciones Abiertas
Este tipo de instalaciones se caracteriza por no presentar obturador NI VALVULA DE PIE EN EL EXTREMO inferior de la tubería de producción.
b) Instalaciones Semicerradas
Se caracteriza por presentar un obturador que permite aislar al espacio anular de la formación productora sin embargo este tipo de instalación no presenta válvula d pie.
c) Instalaciones Cerradas
Es el tipo de instalación más común, ampliamente usadas y recomendable por presentar un obturador y válvula de pie entre las instalaciones cerradas existen varios tipos de arreglos entre los cuales se pueden nombrar:
Arreglo simple convencional Instalaciones con cámara convencional simple Instalaciones con cámara insertable Embolo buzo y arreglos dobles
i. Arreglo Simple Convencional Es un tipo de instalación cerrada que aplica cuando el índice de productividad es alto y la presión de fondo de pozo baja, sin embargo estos parámetros no son determinantes.
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ii. Instalaciones con Cámara
Las instalaciones con cámara incrementan la producción de petróleo; una cámara es una instalación ideal para un pozo con presión baja de fondo y bajo índice de productividad. Los arreglos con cámara convencional simple, usan la cañería de producción como cámara de acumulación de los fluidos aportados por la formación.
iii. Embolo Buzo
El levantamiento con embolo buzo es generalmente compartido con una bomba cerrada extremadamente larga que comienza en la válvula de pie ubicada en el fondo del pozo y termina en el lubricador en la superficie. La tubería de producción el toda su longitud actúale como un barril de bomba y el embolo viaja a través de este en cada ciclo con una determinada frecuencia, actuando como un pistón de achique el cual empuja el fluido que existe delante de sí.
El gas inyectado en superficie, actúa como fuente de energía, ejerciendo una fuerza en la parte inferior del embolo la cual se transmite sobre el fluido.
El embolo también actúa como una interface mecánica entre el fluido producido y el gas evitando que el gas pase a través de este.
La frecuencia de operación está determinada por un controlador cuyo mecanismo es accionado en función del tiempo o de la presión, en muchos casos sin embargo está controlado por una combinación de tiempo y presión
El embolo buzo o pistón libre tiene un cuerpo compacto que presenta limpiadores removedores de considerable dureza los cuales proporcionan una constante acción de limpieza de las paredes internas de la tubería de producción.
La positiva acción de limpieza garantiza que toda la parafina acumulada en la tubería es removida antes que llegue a endurecer debido al frecuente contacto del embolo con la paredes internas de la tubería.
La velocidad de descenso del embolo buzo puede variar entre 500 y 1200 pies /min.
La base del mecanismo de operación presenta un embolo que tiene un mecanismo de paso alternativo formado por una válvula ubicada en la parte inferior y una varilla ubicada en la parte inferior que acciona a golpe. El mecanismo de paso alternativo se cierra cuando el pistón golpea en el fondo del pozo y e abre con un golpe en la parte superior al llegar el embolo al lubricador.
Estos émbolos también son usados para la descarga de agua de los pozos gasíferos y en el pozo de gas con alta relación de condensables
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Los componentes del equipo son: el embolo buzo y un retenedor de embolo ubicado ene el fondo del pozo, por encima del obturador; en forma complementaria se tiene todos los elementos correspondientes a un instalación cerrada.
Tanto el embolo como el retenedor pueden ser recuperados con la tubería de producción o con equipo a cable sin necesidad de saca la tubería de producción y sin ahogar el pozo.
Los componentes del equipo no están sujetos a ninguna limitación de profundidad y se pueden instalar en pozos someros, profundos, desviados, y otros, la única limitación de este sistema es la disponibilidad de gas a la procesión y volumen requeridos.
iv. Arreglo Dobles
Consistente en la instalación de un par de sartas paralelas en un pozo, cada una de las cuales permiten la explotación de un nivel productor diferente. Los diseños de instalación para sartas paralelas consideran las características de cada nivel productor en forma independiente, sin embargo el diseño del sistema del levantamiento para una zona es dependiente del diseño de la otra en pozos en los que ambos niveles productores pueden ser explotados con una fuente común de inyección de gas.
Considerando las características de la zona productiva este tipo instalación puede clasificarse en:
Ambas zonas con flujo continuo Una zona con flujo continuo, La otra con flujo intermitente Ambas con flujo intermitente
Las sarta en instalaciones dobles, pueden presentar una variedad de arreglos de acuerdo a las características de producción de cada nivel, profundidad del levantamiento, etc.
3.7.3.1 Problemas originados por la parafina en el bombeo neumático
Los depósitos en las paredes internas de la tubería de producción, reducen el diámetro interno de la misma y afecta considerablemente, incrementando el gradiente de fluido y la presión de una profundidad dada.
Debido a la disminución de del diámetro interno de la tubería de producción existe un aparente incremento de los volúmenes de gas y petróleo en circulación por la cual, la perdida de energía llega a imprentarse considerablemente debido a la fricción, causando levantamiento y ineficiente, los cual obliga a realizar periódicas limpiezas de la tubería de producción.
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Los depósitos de parafina reducen también en diámetro interno de las líneas superficiales de recolección estos algunas veces llegan a causar excesivas contrapresión, razón por la cual ocurren una notable disminución de los volúmenes de producción.
3.7.4 Bombeo Hidráulico
El sistema de bombeo hidráulico está basado en una ley básica de hidráulica, la cual establece que la presión ejercida sobre la superficie de un líquido se transmite con la misma intensidad y en todas direcciones en cualquier punto del fluido.
El bombeo hidráulico aplica este principio al bombeo de pozos de petróleo transmitiendo la presión de fluido desde una fuente en superficie a uno o más puntos en el fondo. En estos puntos el fluido motriz bajo presión es dirigido a la unidad de producción, la cual puede ser una bomba reciprocarte o una bomba jet. El fluido motriz que se utiliza en este sistema proviene de los mismos pozos y puede ser petróleo crudo o agua.
I. Bombeo hidráulico tipo jet
Una bomba tipo jet consiste en tres partes principales:
Boquilla, garganta y difusor
El fluido motriz es conducido a la sarta de tubería, llega a esta entra por la boquilla donde su energía se convierte en una elevada presión a una elevada velocidad a la salida del jet o boquilla.
La acción de bombeo ocurre cuando los fluidos de formación entran en la corriente de fluido a la salida de la boquilla y los dos fluidos combinados son transportados dentro de la garganta. La energía cinética del fluido motriz se transfiere a los fluidos formación y los dos fluidos de entran al difusor, a medida que estos avanzan a través del difusor, su elevada velocidad se convierte en alta presión la cual es suficiente para mover los fluidos hasta la superficie.
Una bomba jet se describe de la siguiente manera:
2B * 4A
El primer número indica el primer diámetro nominal de la bomba y corresponde al diámetro de la tubería en la cual se puede usar la bomba.
La primera letra corresponde al tipo de diseño de la bomba y puede ser del tipo A o del tipo B.
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El diseño estándar corresponde al tipo A que tiene la entrada del fluido de producción a la sección internamente, lo cual limita los tamaños de boquita y garganta que se pueden usar, comparados con el tipo B que tienen la entrada a la succión externamente a través del conjunto de fondo.
El segundo número indica el tamaño nominal de la boquilla con un rango de uno a diez.
La segunda letra designa la relación de área o tamaño de la garganta, existiendo cinco tamaños de garganta para cada medida de boquilla que se especifican con las letras A, B, C, D, E.
II. Bombeo hidráulico tipo embolo
Las bombas tipo embolo son activadas mediante fluido motriz enviado a alta presión hasta el fondo del `pozo, donde una válvula de control permite el movimiento reciprocarte de la bomba.
Los componentes básicos de una bomba embolo son:
El pistón motor y el cilindro;
Un válvula de de retorno que controla el movimiento del pistón y dirige el fluido motriz a través del motor y el vástago de la bomba; el barril y la válvula de control del fluido de entrada y descarga de la bomba.
III. Arreglos superficiales par bombeo hidráulico
El arreglo subsuperficial es el nexo entre el equipo de superficie y la unidad de producción. Este arreglo provee los conductos necesarios para que los fluidos motriz y de producción fluyan hacia y desde la unidad de producción respectivamente. La disposición de estos conductos y el equipo requerido es6ta determinado por el tipo de instalación a ser usada en forma general las instalaciones pueden clasificarse en dos tipos:
a) Convencionales O Fijas
En esta la unidad de producción se baja al pozo en el extremo inferior de la sarta de tubería que sirve para conducir el fluido motriz.
b) De Bomba Libre
En este tipo de instalaciones la unidad de bombeo se coloca o extrae mediante la circulación de fluido motriz.
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Son posibles varia alternativas dentro de estas categorías generales para satisfacer los requerimientos de operación. Todos estos arreglos se basan en el sistema de fluido motriz abierto, en la cual en fluido exhausto se mezcla con el fluido de formación en la bomba de profundidad para retornar juntos a la superficie. En este tipo de instalación el equipo sub superficial consiste en un conjunto de fondo bajado en la tubería de inyección de petróleo motriz y una sarta de tubería paralela, la cual es asentada en el conjunto de fondo. En este arreglo no se utiliza packer. El conjunto de fondo completo con trampa de gas es colgado en la sarta de tubería, la posición más recomendada es por debajo los baleos para asegurar poca entrada de gas a la bomba. El gas es venteado por el espacio anular tubería – cañería. El fluido motriz exhausto mezclado con el de producción llega hasta la superficie a través de la línea paralela.
c) Equipo de superficie
i. Central de poder
Es la fuente de energía de todo el sistema, consiste de un motor y de una bomba, cuya función específica es la de comprimir el fluido motriz que proviene de la zona de tratamiento (deshidratación y decantación de impurezas) hasta la presión requerida por las unidades de producción de los pozos.
Estas unidades de poder son el tipo horizontal y presentan una bomba de sobrealimentación incorporada, válvula de seguridad, un mecanismo de paso alternativo (By Pass), un amortiguador de pulsaciones en la impulsión y un conjunto de émbolos y camisas del tipo contacto metal – metal de diámetro adecuado a la presión requerida.La central de poder cuenta además con una válvula reguladora de presión que re circula al tanque el caudal de fluido motriz excedente manteniendo de ese modo la presión constante en la línea de impulsión.
ii. Central de control de poder
También llamada estación de distribución o satélite, está compuesta por un conjunto de elementos, destinados a distribuir el fluido motriz a cada pozo, permitiendo su medición y regulación adecuada de acuerdo a todos los requerimientos de cada unidad de producción.
iii. Equipo de tratamiento de fluido motriz
La función del equipo de tratamiento es proveer fluido motriz en forma continua y en condiciones apropiadas para operar las unidades de producción sub superficiales.
El éxito y la operación con buen rendimiento económico de cualquier sistema de bombeo hidráulico, depende grandemente de la eficiencia en el tratamiento del fluido motriz y su calidad. De acuerdo a lo señalado anteriormente sobre las unidades de producción, es
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cierto que la presencia de gas sólidos y materiales abrasivos en el fluido motriz, afecten seriamente la operación y la vida misma de la unidad, por lo tanto el objetivo primario del tratamiento del fluido motriz, sea petróleo o agua es liberarlo de gas y sólidos tanto como sea posible.El sistema convencional de tratamiento, consiste en un tanque de fluido motriz, en el cual los sólidos se separan por gravedad, los sistemas modernos utilizan separadores centrífugos tipo CICLON para depurar el fluido motriz.
iv. Instalaciones de boca pozo
Formados por el equipo destinado a transmitir la energía hidráulica desde la superficie a la unidad de producción y a su transporte desde el fondo hasta la superficie y viceversa en el caso en que sea necesario cambiarla.
El elemento principal es una válvula de cuatro vías que permite invertir el sentido de circulación del fluido motriz en el pozo. Esta válvula es de diseño modular compacto y de manejo simple a fin de evitar errores en la secuencia de las maniobras.
El resto del equipo de boca de pozo son accesorios para cañerías y tuberías del tipo convencional, para alta presión (línea de inyección) y baja presión (línea de surgencia).
3.7.4.1 Problemas originados por la deposición de parafinas en el bombeo hidráulico
En las instalaciones de tipo casing venteo de gas, la parafina se deposita sobre las paredes internas de la cañería de revestimiento y en la parte externa de las líneas de venteo y de inyección, lo cual provoca una disminución del espacio libre de fluido. Además, la parafina se deposita en el interior de la línea de venteo de gas; cuando la deposición es severa esta línea llega a taparse completamente, lo cual provoca una disminución de la eficiencia de la bomba o un mal funcionamiento de la misma lo cual disminuye considerablemente la producción.En las instalaciones tipo paralelo, la deposición tiene lugar en las paredes internas de la tubería de producción, lo cual reduce el diámetro interno, alterando la presión de operación y afectando a dos factores importantes del régimen de producción que son la velocidad de bombeo (EPM) y el caudal de producción (BDP).
La presencia de parafina en la bomba de profundidad, ocasiona un gradual incremento en la presión de operación cuando existe una parcial y un repentino incremento en la presión de operación cuando la obstrucción es considerable.
Los depósitos de parafina en el sistema superficial, provocan la reducción del diámetro interno de las líneas superficiales de recolección, notable acumulación en separadores, tanques de decantamiento, almacenaje y otros equipos que están en contacto con el petróleo producido, lo cual obliga a realizar periódicas limpiezas, muchas veces empleando productos químicos disolventes de parafinas. La limpieza del equipo superficial
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es un factor importante en la eficiencia del sistema, puesto que el fluido motriz con el que se trabaja debe ser lo más limpio posible y además debe estar completamente libre de sólidos.
3.8 Pruebas de laboratorio
La deposición de parafinas ha sido estudiada en laboratorio, simulando las condiciones a las cuales ocurre la deposición en una tubería de producción.
Se han realizado muchos tipos de pruebas complementadas con análisis teóricos, respecto al enfriamiento del petróleo y la precipitación de la parafina cuando el fluido producido sube a través de la tubería de producción y circula por las líneas superficiales. También se han hecho pruebas que relacionan la rugosidad de la tubería con el grado de deposición, estudios del efecto del revestimiento plástico y pruebas de análisis de productos destinados a combatir la deposición de parafinas.
Obviamente, las condiciones de laboratorio difieren en importantes características de las condiciones de campo y el comportamiento de los fluidos, por lo tanto las particularidades de la deposición no son enteramente fidedignas, sin embargo, las pruebas de laboratorio han ayudado a explicar el mecanismo de deposición de la parafina y han permitido obtener valiosa información, fundamentalmente empleada en estudios destinados a combatir la deposición.
3.8.1 Pruebas de deposición de parafinas
El aparato usado en esta prueba, está formado por circuitos de prueba ubicados en la sección que comprende la parte superior, dichos circuitos son cambiables y están construidos con tubos de acero inoxidable3, además son bastante resistentes al efecto erosivo de la arena. Durante la prueba son introducidos en unos vasos que contienen petróleo crudo y aditivo. Después de la prueba, los circuitos son extraídos de los vasos y posteriormente pesados.
Los circuitos de prueba se mantienen fríos (a 40oF; 4.44oC) mediante la circulación de un fluido frio por el interior de estos.
3.8.1.1 Procedimiento De Laboratorio
Las muestras son preparadas para examinarlas adicionando la cantidad de dispersante de parafinas y/o modificadores de cristalografía a los vasos de 400 ml, que contienen 300gr. De petróleo crudo. Se preparan 6 vasos de los cuales solamente uno contiene petróleo crudo puro, este vaso es usado como control o parámetro de referencia.
Los vasos son calentados hasta 120-130 oF (49-54oC), seguidamente son transferidos a un baño de agua cuya temperatura es de 120 oF (49 oC).
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En la sección superior del aparato está incluido un agitador. Los circuitos de prueba son introducidos a los vasos y al mismo tiempo asegurado. La agitación se inicia en el recipiente que contiene los vasos con el fin de mantener la temperatura uniforme y simultáneamente empieza la circulación de fluido frío por el interior de los circuitos de prueba durante el tiempo deseado (2 a 4 horas generalmente).
Después de este tiempo la parte superior del aparato (que comprende el agitador y los circuitos de prueba), se extrae de los vasos para luego dejarla drenar alrededor de 30 minutos. El líquido frio que circula por el interior de los tubos que forman el circuito de prueba es evacuado mediante succión y la parte interna de los tubos es lavada con alcohol metílico, el cual posteriormente es también evacuado mediante succión.
Cuando están completamente secos, los circuitos de prueba son pesados, seguidamente se lava la parte exterior de estos con ciclohexano quedando completamente libres de parafinas, posteriormente son nuevamente secados y pesados.
La diferencia en peso, corresponde a la cantidad de parafina depositada sobre los circuitos de prueba.
Puede observarse que la deposición en los circuitos de prueba de los vasos que contienen dispersantes y/o modificadores de cristalografía es mínima comparada con la cantidad de parafina que se deposita en el circuito introducido en el vaso de “control”.
Antes de iniciar una nueva prueba, los circuitos son reconectados al sistema de enfriamiento y enjuagados con acetona.
Como los seis circuitos de prueba son similares, permiten evaluar en cada prueba una muestra de petróleo crudo y cinco muestras de petróleo con productos al mismo tiempo, de esta manera es posible evaluar un gran número de productos químicos en periodos cortos de tiempo.
Los datos de estas pruebas muestran un elevado grado de dispersión, siendo por esta razón provechosos para muchos propósitos.
3.8.2 Prueba de deposición de parafinas en superficies rugosas
Los mecanismos de deposición de parafina y de prevención de la deposición han sido estudiados en laboratorio, empleando aparatos que proporcionan información cualitativa al respecto, conclusiones más significantes están contenidas en las publicaciones de E.B Hunt quien construyó el “Medidor del punto de Enfriamiento” un aparato realmente útil para la investigación de la deposición de parafinas.
Las observaciones de Hunt conducen a muchas conclusiones generalizadas, concernientes al efecto de las superficies rugosas y la deposición de parafinas.
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3.8.2.1 Procedimiento De Laboratorio
El medidor del punto de enfriamiento, consiste de un plato circular de 2 in. De diámetro y de 1/8 in. De espesor, unido a un tubo curvo; ambos (el palto y el tubo) están introducidos en un recipiente que contiene una solución de parafina y petróleo. El aparato está diseñado de tal forma que la temperatura de la parte central del plato circular pueda ser controlada regulando el caudal de circulación del fluido frio que se desplaza en el interior del tubo y que entra en contacto con un lado del plato enfriándolo en forma radial del centro hacia afuera, causando la deposición de la parafina sobre el lado opuesto, o sea el lado expuesto a la solución.
El aparato también permite controlar la temperatura de la solución parafina-petróleo, mediante la circulación de agua caliente por el interior de las paredes del recipiente, la cual se transmite de manera uniforme al interior de este, debido a la acción de un agitador magnético del cual está previsto.
Los parámetros que se mantienen constantes durante la prueba son:
1) Temperatura de la solución parafina-petróleo.2) Composición de la solución parafina-petróleo.3) Temperatura del punto nube (En función de 2)4) Velocidad de rotación del agitador magnético.
El parámetro variable es el factor de rugosidad.
Una vez que una condición está establecida, se circula durante 16 horas, 2, 4, 6, 8 y 10 oC por debajo del punto nube. Cada 4 horas debe observarse el equilibrio del sistema de prueba, verificándose que no existen cambios en algunas de las características físicas o químicas de los depósitos que se van formando.
A la continuación de la prueba, los depósitos de parafina son removidos registrándose el porcentaje en peso de la parafina, distribución de alcanos, grado de adhesión y textura de los depósitos.
3.8.3 Resultado de la prueba
Las superficies de deposición investigadas está compuestas de mezclas de óxido de acero, su composición exacta y aspereza dependen de los procesos de fabricación, temperatura a la cual es tratado, tiempo de exposición a temperaturas elevadas y otros.
Durante la prueba, la parafina aparece inicialmente en forma de pequeñas partículas blancas que se aglomeran en las grietas de la superficie rugosa, posteriormente, otras partículas de parafina se unen a las inicialmente depositadas y así el proceso continúa ininterrumpidamente.
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Con los resultados experimentalmente obtenidos es posible plotear gráficos para los respectivos análisis.
Ejemplo ilustrativo.- Parámetros constantes durante el experimento:1) Composición de la solución parafina-petróleo: 25% en peso.2) Temperatura de la solución parafina-petróleo: 41oC.3) Temperatura del punto nube: 38oC.4) Velocidad de rotación del agitador magnético: 300RPM.+
Observaciones:
Superficie de Deposición
Factor de Rugosidad
% de Parafina Depositada
Textura del Depósito
Grado de Adhesión
Acero Pulido Menor a 5 u. 28 Pulposo DébilAcero rayado
por arena20 u. 59 Duro,
quebradizoFuerte
Acero fino 30-40 u. 35 Duro, quebradizo
Fuerte
Acero Corroído 50 u. 67 Duro, lustroso SeveroAcero áspero 60-70 u. 80 Duro, lustroso Severo
3.8.4 Pruebas de laboratorio para evaluar dispersantes
Para la evaluación de los dispersantes de parafina, existen varias pruebas que pueden ser ejecutados en laboratorio, en base a las cuales se define su posterior uso, las tres principales pruebas son:
1) Prueba de solubilidad y/o compatibilidad2) Prueba del frasco caliente3) Prueba de mojabilidad visual
3.8.5 Prueba de solubilidad y/o compatibilidad
Esta es una prueba visual en la que dos o más productos (surfactantes, inhibidores, etc.) son colocados en una capsula con petróleo, agua de formación, u otros. Esta muestra es agitada por un tiempo determinado a la temperatura ambiental. Luego, la capsula es almacenada durante 24 horas o más, posteriormente el contenido es visualmente examinado, localizándose la capsula frente a un visor iluminado, para observar si los productos son compatibles.
En esta prueba se denomina “soluble” a una solución limpia y homogénea.
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A una solución nublada oscura y lechosa se la denomina “insoluble”.
Algunas veces también suele presentarse una mezcla liquida de dos fases y en otros casos el liquido puede contener algún tipo de sólido.
3.8.6 Prueba del frasco caliente
El procedimiento para realizar esta prueba es el siguiente:
Colocar 5 grs. De parafina en un frasco Erlenmeyer de 500 ml. Llenar el frasco con agua, adicionar los productos químicos a ser observados, generalmente 100 a 500 PPM (100 a 500 mg/kg).
Calentar el agua hasta que la parafina llegue a disolverse completamente. Tapar el frasco e introducirlo en un recipiente con agua fría, mezclar o agitar hasta enfriar el contenido del frasco. La parafina blanca generalmente se aglomera en la parte superior y se hunde después de algún tiempo; el tratamiento puede dar lugar también a que la parafina quede suelta en la parte superior en pequeñas partículas o a que se disperse en el agua. La solución que presente partículas de menor diámetro puede ser la apropiada.
Debe observarse también la calidad y pureza del agua, la cual puede ser evaluada posteriormente arremolinándola en el frasco.
Se debe tratar de elegir siempre los productos químicos que limpien mejor el agua y que a la vez disuelven las partículas en forma óptima (es decir una combinación de partículas pequeñas y agua limpia.
Sin embargo, es preferible obtener agua ligeramente sucia con pequeñas partículas, ya que según la experiencia, los productos que permiten producir agua muy limpia, posiblemente son mojables por petróleo, lo cual se puede comprobar con la prueba de mojabilidad visual.
3.8.7 Resumen de la prueba de mojabilidad visual
Esta prueba proporciona un proceso simple y rápido para determinar cualitativamente las tendencias de mojabilidad de la superficie activa de los agentes en solución.La tendencia a la mojabilidad por agua o por petróleo puede ser fácilmente distinguida, los grados intermedios de mojabilidad no son fácilmente caracterizables.La prueba de mojabilidad visual está compuesta por tres partes:
1. Agentes de superficie activa dispersables o solubles en petróleo.2. Agentes de superficie activa dispersables o solubles en agua.3. Soluciones ácidas.
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3.8.8 Interpretación de las observaciones
Las bases para la interpretación de las observaciones de mojabilidad son similares a las que se emplean para determinar el tipo de emulsión por dilución: interna de petróleo, fase externa agua, emulsión dispersa en agua.
Fase interna agua, fase externa petróleo, emulsión dispersa en petróleo.
Las partículas que son completamente mojables por agua, se dispersan rápidas y fácilmente en la fase acuosa, pero se aglomeran o reúnen en la fase aceitosa. Las partículas que son mojables por petróleo se comportan de manera opuesta.
Sin embargo existen diferentes grados de mojabilidad éntrelos extremos, una u otra substancia puede no ser completamente mojable por agua o petróleo, las observaciones de sistemas intermedios son dificultosas de distinguir o describir.
Esta es una prueba básica que debe realizarse antes de inyectar un producto químico en el pozo.Si la mojabilidad de la formación es conocida, entonces el tratamiento químico debe ser diseñado manteniendo la misma mojabilidad.
Para casos en los que la mojabilidad no es conocida, se pueden usar productos químicos mojables por agua, situación generalmente preponderante. 3.9 Métodos de tratamiento de las parafinas
3.9.1 Problema de las parafinas
Los problemas de parafina varían de área en área, de campo a campo en la misma área, y a veces de pozo a pozo en el mismo campo. Esto lo hace imposible para tener una universalmente solución efectiva.
Los efectos de la deposición de parafina, sin embargo, son universales. Los depósitos en pozos, líneas de alimentación, y en el caso de las parafinas, a veces en la formación, gradualmente reducen la producción. A no ser que se remuevan, los depósitos eventualmente pararán el flujo de petróleo.
3.9.2 Depósitos de parafina
La parafina se precipita fuera de los crudos cerosos cuando hay un ligero cambio en las condiciones de equilibrio, causando una pérdida de solubilidad de la cera en el crudo. Un descenso en la temperatura es la causa más común de la precipitación de parafinas, aunque muchos otros factores pueden afectar el proceso.
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La evidencia indica que la materia en particular suspendida como asfalto, formaciones finas, productos de corrosión, sal y velocidad en las precipitaciones de las arenas, estas actúan como un núcleo para la cohesión de pequeñas partículas de cera en partículas más grandes, las cuales tienden a separarse más fácilmente del petróleo. Incluso las ceras pueden separarse del crudo, pueden quedar frecuentemente en suspensión en este y no depositarse cuando el petróleo esta fluyendo.El crudo ceroso resultará probablemente en la deposición cuando se produzca bajo una de las siguientes condiciones:
Alternativamente cubriendo la tubería, luego drenando el petróleo, dejando una delgada cubierta en la tubería. El movimiento de este petróleo cubierto es también lento para prevenir la deposición.
El contacto con una inusual superficie fría, así como una producción directa de acuíferos, causan cristales de parafina para crecer directamente en las paredes de la tubería.
Las superficies de las tuberías son ásperas, proveyendo excelentes sitios para la deposición de parafinas.
Cargas eléctricas en varios materiales en el crudo promueven la migración de ceras separadas de las paredes de la tubería.
Ilustración mostrando la simulación de la deposición de Parafinas
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Los depósitos de parafinas, frecuentemente presentan una constante tendencia al crecimiento. En muchos campos, (excepto en aquellos en los que se realiza un sistemático tratamiento pata removerlos) la producción de petróleo disminuye gradualmente, la posibilidad de fallas mecánicas se incrementa, originando una serie de problemas.Existen varios métodos que se aplican para remover periódicamente o constantemente la parafina depositada en las paredes del arreglo sub superficial de producción, en las líneas superficiales de recolección, en el equipo de tratamiento y/o en los tanques de almacenaje, los cuales pueden ser clasificados de la siguiente manera:
- Método mecánico- Método térmico- Método químico- Método combinado
3.9.3 Método mecánico
El método mecánico, básicamente consiste en accionar herramientas tales como raspadores, cortadores, escariadores y otras sujetas a algún medio (cable, varillas u otros) que les permita deslizarse hacia arriba y hacia abajo dentro de la tubería de producción y atravesar de un extremo a otro las líneas superficiales de recolección.
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El método mecánico es uno de los más comúnmente empleados, es económico y no destructivo; sin embargo no en todos los pozos puede ser fácilmente aplicado.
Las diferencias técnicas que involucra este método pueden dividirse de la siguiente manera:
- Raspadores accionados con cable- Raspadores accionados con varillas- Escariadores de cañerías de revestimiento.- Raspadores de cañerías superficiales de recolección- Bolas y tapones solubles- Tubería con revestimiento plástico
3.9.3.1 Raspadores accionados con cable
Un equipo a cable fundamentalmente está compuesto por: la sarta de desparafinamiento, los accesorios y la unidad motriz.
I. Sarta de desparafinamiento
Básicamente está compuesta por:
Cortador de Parafina, tijera, varillas pesadas, preventor de flujo ascendente, mandril y cable.
a) Cortador de parafina
Es la herramienta que abre paso a los demás elementos de la sarta, es una herramienta de base circular, con un afilado cortador en esta, generalmente usada para remover o descascarar depósitos endurecidos de parafina, de las paredes de la tubería. El diámetro exterior del cortador, es igual a la luz (drift) de la tubería de producción.
Muchas sartas de desparafinamiento, en lugar del cortador de parafina convencional, incluyen herramientas tales como los tirabuzones, raspadores de parafina u otras como el cortador Tipo “H”, el cual corta la parafina en forma constante y además ofrece una menor probabilidad de Taponamiento debido a que expulsa los recortes hacia arriba a diferencia de los cortadores convencionales. La acción efectiva de raspar grados, es dividida en forma equitativa entre dos elementos cortadores localizados en dos diferentes niveles y sobre los lados opuestos de la herramienta, permitiendo reducir la resistencia del flujo al paso de la misma. Los elementos cortadores que además tienen ángulos opuestos crean un “rebanado” que mejora la eficiencia de remoción de la parafina y otorga facilidad de desplazamiento a través de los nicles de asiento, reducciones y otros.
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b) Tijeras
Entre las tijeras para el equipo a cable, se emplean con mayor frecuencia las tijeras a golpe, que pueden golpear tanto hacia arriba, como hacia abajo. Estas tijeras deben estar localizadas en la parte inmediata superior de la herramienta de servicio también denominada elemento de avance.
c) Varillas pesadas
Son empleadas para proporcionar mayor peso a la sarta, ayudan vencer las fuerzas de fricción del sistema, fundamentalmente la fuerza creada en la caja empaquetadora.
También son usadas para transmitir el impacto necesario hacia arriba o hacia abajo cuando se golpea con tijera. El diámetro y el peso de las varillas pesadas están determinados por la fuerza de impacto requerida y por el diámetro de la superficie sobre la cual se opera. En condiciones normales, se usan 6 a 8 pies de varillas pesadas, esta longitud puede lograrse combinando varillas pesadas de 2, 3 o 5 pies de largo, de acuerdo a requerimiento.
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d) Preventor de Flujo Ascendente
Cuando se realizan trabajos de rutina o trabajos especiales en pozos surgentes o en aquellos que se emplea bombeo neumático, existe el peligro de que las herramientas lleguen a ser expulsadas hacia arriba. Cuando esto ocurre, el cable que está por encima de las herramientas puede enredarse, retorcerse y generalmente romperse, soltándose las herramientas y causando difíciles problemas de pesca.
El preventor de flujo ascendente, tiene un mecanismo de seguridad diseñado para trabajar con herramientas a cable convencionales, que en forma inmediata y segura detienen a la sarta (en la cual está incluido), cuando esta es expulsada hacia arriba por una inesperada surgencia de fluido a alta presión.
Cuando las herramientas de servicio que están por debajo del preventor son expulsadas hacia arriba, el preventor instantánea y automáticamente es fijado en las paredes de la tubería de producción, después de unas pulgadas de recorrido previniendo posteriores movimientos. La fuerza hacia arriba es transmitida por la superficie inclinada entre las caras de la herramienta y transformada en una gran fuerza horizontal que proporciona una fuerza de freno que resiste posteriores movimientos (Fig.4.6). Como el golpe del fluido causa la fijación del preventor, el peso de la herramienta que se encuentra por debajo de este, lo mueve a su posición original y se reanuda el movimiento normal de la sarta. Si el peso de la sarta es insuficiente para liberar el preventor, puede usarse la tijera incorporada en la parte superior de este para golpear y destrancarlo.
e) Mandril
El mandril es el medio de conexión del cable y la sarta de desparafinamiento. El cable es introducido por un pequeño agujero existente en la parte superior del mandril, se enrosca interiormente alrededor de un disco y posteriormente es enrollado para que quede debidamente asegurado. El disco puede rotar libremente, proporcionando una unión giratoria entre el cable y las herramientas sujetas al mandril.
II. Accesorios del equipo a cable
Entre los principales accesorios que presenta un equipo a cable se pueden indicar: lubricador, preventor superficial, unión integral, caja empaquetadora, sensor del indicador e peso y polea inferior o de pie. Entre otros, se pueden indicar: El poste telescópico, polea de izaje, seguros y cadenas, los cuales son empleados para la localización y fijación del conjunto de accesorios.
a) Lubricador
Es una herramienta diseñada para facilitar las maniobras que se realizan al meter y sacar la sarta de desparafinamiento en el pozo, cuando existen presiones elevadas. Las partes
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principales de un lubricador son: Niple de maniobra superior y válvula tronquera, o también puede ser conectado por encima del preventor superficial cuando este, está incluido entre los accesorios disponibles.
b) Preventor Superficial
Puede ser colocado por encima de las conexiones del cabezal de pozo o sobre el arbolito de producción, este preventor de erupciones, tiene un par de arietes que sellan con presión, los cuales se cierran alrededor del cable sin causarle daño.
c) Unión Integral
Está ubicada en la parte inferior del lubricador, es el medio de unión entre el arbolito de producción y el lubricador, que permite formar un cuerpo compacto. La unión integral está diseñada para trabajar a elevadas presiones, proporciona un máximo de seguridad debido a que no se afloja cuando la presión dentro del lubricador es alta. Antes de aflojar la unión integral, debe abrirse la válvula de desfogue del lubricador, lo cual permite que la presión dentro del lubricador sea igual que la presión externa y la unión integral sean fácilmente aflojadas.
d) Caja Empaquetadora
Está ubicada en la parte superior del lubricador, a través de esta pasa el cable que se desplaza hacia arriba o hacia abajo sin dificultad, entre sus principales partes figura: Un preventor de erupciones interno que acciona automáticamente cortando el flujo, un prensa estopa y un polea denominada superior o aérea.
III. Unidad Motriz
La unidad motriz puede ser portátil o estacionaria, las unidades portátiles pueden estar montadas sobre camiones o sobre trineos, lo cual permite que estas presten servicios en varios pozos, las partes principales de una unidad motriz son:
Motor, transmisión y caja de velocidades, tambor y freno del tambor.
Entre los instrumentos de os que disponen se pueden indicar: Indicador de peso, tacómetro y registrador de profundidad.
Las unidades estacionarias, prestan servicio exclusivo a los pozos donde son instaladas, las unidades livianas pero con suficiente potencia, adecuadas para desempeñar este tipo de trabajos.
Las unidades motrices también pueden ser clasificadas en semiautomáticas y automáticas.
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Las semiautomáticas, presentan un motor con arranque de encendido instantáneo, una vez encendida la unidad, la sarta de desparafinamiento ubicada en el interior del lubricador, se introduce al pozo automáticamente hasta una profundidad predeterminada, posteriormente la sarta asciende hasta su posición original y la unidad deja de funcionar.
Las unidades automáticas, presentan encendido instantáneo automático, desplazan la herramienta al pozo y una vez que esta vuelve al lubricador se apagan. La frecuencia y el control de operación se realizan mediante un reloj incorporado, válvulas neumáticas y otros accesorios.
III.9.3.2 Raspadores Accionados Con Varillas
Estos raspadores son usados en pozos donde las deposición de parafina es muy severa y muchas veces e necesaria la aplicación del método mecánico de desparafinamiento en forma constante.
Entre las herramientas accionadas con varillas, las más comúnmente empleadas son las siguientes:
I. Cupla de varilla extractora y raspadora de parafina
Esta herramienta puede cumplir tres funciones y está diseñada de tal forma que al ser introducida en el pozo, no se suspende debido a la acción del fluido y además, no causa excesivo deterioro de la tubería de producción.
El cuerpo está fabricado de una aleación de acero forjad, su barril especial sin costura, es tratado en caliente (fig. 4.10).
Cuando se usa como raspador de parafina estas cuplas son espaciadas de acuerdo a la magnitud de la deposición. Para una remoción efectiva, la distancia entre cuplas no debe ser mayor a lo normal, esto permite que la parafina cortada sea bombeada con facilidad fuera del pozo.
Como guía de varillas es bastante efectiva en pozos ligeramente torcidos a bajo condiciones que requieren varilla extractora de alineamiento.
Como guía de válvula viajera también es efectiva, se recomienda la instalación de una cupla sobre una varilla de tamaño reducido encima de la válvula viajera.
Esta herramienta también puede ser accionada con equipo a cable ubicándola adecuadamente en la sarta de desparafinamiento.
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Para obtener buenos resultados, al emplear esta herramienta, inicialmente se le debe dar un ajuste normal y luego ajustar un octavo de vuelta adicional.
II. Trepano Para Parafinas
Herramienta simple y eficiente, diseñada especialmente para remover la parafina de la tubería de producción o de la cañería de revestimiento, tiene una articulación que permite transportar la herramienta con las aletas levantadas cuando esta es introducida en el pozo. Una vez que llega a la profundidad deseada, se acciona la articulación y las aletas se colocan en posición de operación realizando el trajo de remoción cuando la herramienta es extraída del pozo.
III. Raspador de parafina Huber
Este raspador de uso permanente, presenta un hoja raspadora que tiene 4 pulgadas de longitud y es fijada a las varillas con un seguro simple fig. 4.12. Con el cual queda tan firme como quedaría con dos o más seguros, el pequeño seguro permite a la hoja tener un mayor eficiencia debido a que este elimina los puntos de fatiga y evita problemas tales como la rotura de seguros entre varillas.
Se recomienda ubicar estos raspadores a la profundidad donde se inicia la deposición de parafinas. La hoja del raspador, ancha y de pequeña longitud no restringe el flujo de petróleo, no causa turbulencia en la columna de fluido, debido a que tiene la cola preformada y los bordes chaflanados, facilita el desplazamiento y minimiza el peligro de golpes contra las uniones, u otros.
Con este conjunto las varillas son limpiadas con el raspador/centralizador reciprocante, mientras que la superficie interior de la tubería de producción es limpiada por los centralizadores de doble agarre. Cada par de centralizadores actúa también como retenedor de los raspadores / centralizadores reciprocantes.
El control de parafinas, combinando el raspador/centralizador sobre moldeado y el raspador/centralizador reciprocante es también bastante efectivo. Esta combinación de raspadores. /centralizadores es conocida como combinación DUAL.
III.9.3.3 Escariador de Cañería de Revestimiento
El escariador de cañería de revestimiento es utilizado para remover películas de lodo, cemento adherido a la cañería, rebabas debidas a los baleos, astillas metálicas de superficies ásperas, parafinas y sustancias similares del interior de la cañería de revestimiento.
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Escariador de cañería de revestimiento
El escariador de, cañería de revestimiento, opera adecuadarnente cuando es rotado o reciprocado verticalmente con tubería de perforación o con tubería de producción, sin embargo puede también ser operado con el cable del equipo de intervención , usando tijeras y otros elementos tubulares que le proporcionen peso.
El modo, más común y eficiente de usar este escariador es deslizado a través de la sección a ser raspada sin rotación, luego suspender la herramienta rotando. Esta herramienta generalmente va ubicada encima el trépano y debajo de los portamechas en un arreglo convencional, no requiere la adaptación de ningún instrumento especial para ser manipulada.
Es recomendable cuando se trabaja con este escariador, mantener circulación con caudal constante.
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III.9.3.4 Raspadores de cañerías superficiales de recolección
Los raspadores de cañerías superficiales de recolección, son conocidos con el nombre de "chanchos". Existe una gran variedad de estos, fabricados en diversos tamaños, diámetros y de diferentes materiales, son aplicados con mucha frecuencia en oleoductos y poliductos de diámetro y longitud considerable, que transportan grandes cantidades de petróleo o derivados, sin embargo, los chanchos también pueden ser usados en las líneas de recolección en los campos petroleros. Donde haya una cañería que necesite limpieza, puede usarse un chancho, el cual realiza un trabajo rápida, efectivo y con bajo costo.
Chanchos Raspadores de Cañerías
Debido a su flexibilidad, facilidad de desplazamiento a través de las líneas e incluso de codos con ángulos que alcanzan los 90 grados, válvulas, y reducciones, los chanchos fabricados de espuma de poliuretano flexible, con revestimiento de caucho y abrasivos en forma de cepillo metálico con una elevada densidad de cerdas de acero que le permiten realizar una efectiva limpieza, son considerados como los más apropiados para este tipo de trabajos.
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III.9.3.5 Bolas Y Tapones Solubles
En el transporte de hidrocarburos, los problemas de deposición de parafinas y acumulaciones de materias extrañas, son también controlados con bolas y tapones solubles, empleados para la 1impieza de la cañería, que son mucho más económicos que los limpiadores de goma, plástico o metal. Los limpiadores solubles están formados por parafina micro cristalina y polietileno amorfo. Esta mezcla es efectiva en la remoción y desempeña además la función de inhibidor. El inhibidor trabaja ayudando a prevenir la pre deposición de los depósitos removidos y la deposición de la parafina disuelta en el petróleo transportado mediante un líquido que entra en contacto inhibiendo la soluci6n. Estos limpiadores han sido probados en algunas muestras de petróleo crudo siendo efectivos en concentraciones tan bajas como 0,1 PPM. Los limpiadores solubles limpian cualquier longitud de cañería, las bolas tienen un asombroso desplazamiento, pasan sin dificultad codos de alrededor de 90 grados que pueden detener a los limpiadores de goma o plástico.
Bolas y Tapones Solubles
Los limpiadores solubles también son usados en líneas de flujo de reducido diámetro, son compatibles con cualquier otro producto químico y no interfieren la acción de este.
La rapidez de la disolución de estos, está en función de la temperatura del fluido, tipo y velocidad de flujo, fricción y capacidad de absorción del crudo; como estas condiciones varían de acuerdo a cada problema, los tiempos de disolución también varían, pero normalmente se disue1ven en pocas horas.
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Cuando estos tapones se traban en la 1inea para derretirlos debe aplicarse calor en el punto de detención, quedando solucionado el problema de manera simple.
III.9.3.6 Tuberías Con Revestimiento Plástico
Las tuberías con revestimiento plástico han sido usadas por muchos años para inhibir la deposición de parafina, sin embargo entre todos los tipos de revestimiento usados ninguno ha demostrado ser superior a otro, esto es, que todos tienen la misma fuerza para inhibir la deposición, lo cual es posible gracias a la superficie lisa que presentan y no a los productos, químicos que contienen.
Los tipos de revestimiento plástico más comúnmente usados están basados en:
(1) Formulaciones fenol-formaldehido (2) Formulaciones epoxi-fenólicas (3) Formulaciones de poliuretano.
Todas estas formulaciones, contienen además productos que permiten dar mayor resistencia a la abrasión, colorantes formadores de película, solventes que ayudan a reducir la viscosidad del revestimiento durante la aplicación y otros.
Los revestimientos base fenal cadena, mas entrecruzada, mas formaldehido presentan la, dura y más áspera de todos los revestimientos, son poco permeables al agua y los gases, además presentan alta resistencia a la destrucción por medio de productos químicos.
Los revestimientos epoxi-fenólicos son más flexibles que los de fenol-formaldehido y su resistencia al impacto es mayor pero son más permeables al agua y los gases. Los uretanos se caracterizan por su dureza y flexibilidad así como por su resistencia a la abrasión pero presentan mayor permeabi1idad al agua y los gases.
Tuberías con revestimiento plástico
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La principal conclusión de los estudios realizados sobre el revestimiento plástico, propone que un plástico pulido antiparafinico, es capaz de controlar la deposición de parafinas en forma eficiente y que un revestimiento plástico la deposición de parafinas en pozos que antiparafínico. Sustancialmente flexible, altamente polar, puede reducir producen algunas cantidades de arena y algunos otros abrasivos tales como los productos de la corrosión. Sin embargo también deben considerarse otros factores tales como la resistencia a al tas temperaturas y permeabi1idad, 1as cuales, hacen muchas veces que un revestimiento plástico no proporcione todas las propiedades deseadas.
Los estudios de laboratorio han permitido establecer una comparación del peso de la parafina depositada sobre una tubería sin revestimiento y sobre tuberías con revestimiento; para las condiciones de trabajo dadas, los resultados obtenidos fueron los siguientes:
Resultados de la deposición de parafinas en los diferentes tipos de revestimiento plástico:
Gráfico 1 de Formulaciones
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Gráfico 2 de Formulaciones
Gráfico 3 de Formulaciones
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Superficie de deposición
Factor de rugosidad
%de parafina depositada
Textura del depósito
Grado de adhesión
Revestimiento fenol-formaldehido liso
Revestimiento fenol-formaldehídoo
erosionado
Revestimiento epoxifenólico 1iso
Revestimiento epoxifenólico
erosionado
Revestimiento de poliuretano 1iso
Revestimiento de poliuretano erosionado
< a 2
70 – 80
< a 5
50 – 65
< a 3
15
35
50
32
58
36
42
Pulposo
Duro Lustroso
Pulposo
Duro Lustroso
Suave Lustroso
Suave Quebradizo
Ninguno
Severo
Ninguno
Severo
Ninguno
Ocasional muy débil
Las cañerías superficiales de recolección y/o de transporte en general, con revestimiento plástico, presentan las siguientes ventajas:
1) Incremento en la capacidad de transporte
Debido a que el caudal transportado - es función directa del coeficiente de fricción y a su vez, está en función directa de la rugosidad de la, cañería. Esto permite observar la influencia del revestimiento interno sobre el caudal transportado, o bien lo que es equivalente la menor caída de presión necesaria para transportar un mismo caudal.
2) Protección contra la corrosión interna
El revestimiento resguarda a la tubería de los fluidos corrosivos durante su vida útil, así como durante los periodos de almacenaje. Al mismo tiempo los caños revestidos logran mantener su capacidad de conducción a través del tiempo al no aumentar su factor de rugosidad por efecto de la corrosión.
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3) Mejoras en el mantenimiento de las cañerías
El revestimiento disminuye notablemente la deposición de partículas en las paredes especialmente de parafinas y productos de sedimentación, todo lo cual se traduce en un menor número de carreras de chanchos para realizar la limpieza.
4) Disminución de la contaminación del producto
Al eliminarse el problema de la corrosión que genera polvos y escamas, se mejora la pureza del producto transportado.
5) Disminución de los costos de bombeo
Al tener el conducto una mejor característica de transmisión se reduce la potencia requerida, que para el caso de líneas largas puede incluso llegar a disminuir el número de estaciones de bombeo.
I. Constituyentes básicos del revestimiento
Los principales constituyentes del revestimiento son:
a. Pigmento
Existen dos clases de pigmentos plásticos:
Pigmento de imprimación
Es un material orgánico que da color, permite un sellado hermético, proporciona propiedades anticorrosivas y una serie de características especiales tales como la resistencia a la intemperie durante el almacenaje.
Pigmentos de extensión
Es un producto orgánico que no contribuye al color ni al se1lado, se lo utiliza fundamentalmente para reforzar la película, disminuir el brillo y para controlar la fluidez durante la aplicación.
b. Formador de Película
También llamado vehículo no volátil, es habitualmente un material orgánico coloidal que cambia de líquido a sólido para formar la película.
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c. Solventes
También llamados vehículos volátiles, son usados para facilitar la aplicación de la película. Estos ejercen una marcada influencia en el rendimiento durante su ap1icacíón. d. Aditivos
Bajo esta denominaci6n se incluye una gran variedad de productos como secadores, agentes anti exfoliantes, agentes de suspensión, odorantes, agentes de mojado, y otros.
III.9.4 Método Térmico
El método térmico comprende las técnicas de tratamiento destinadas a fundir la parafina empleando calor estas técnicas pueden dividirse de la siguiente manera:
El carburo de calcio introducido en el pozo, al entrar en contacto con agua genera calor y acetileno gaseoso.
El resultado después de la reacción es la producci6n de una especie de lodo, formado por parafina pastosa junto al fluido de formación.
Una mezcla de sosa caústica y limaduras de aluminio metálico, también genera calor al entrar en contacto con agua.
Mezclas de peróxido de sodio y agua también se han propuesto como un medio para generar calor, el hidrógeno y el oxígeno que se liberan en la reacción, se incendian y arden el pozo generando calor, este método sin embargo ha sido experimentado en forma limitada y de manera general es una técnica poco empleada, debido a que los resultados no siempre han sido provechosos y los medios de generación de calor tienen elevados costos.
3.9.4.1 Fluidos Calientes
Generalmente se emplea petróleo y con menor frecuencia agua caliente u otros fluidos calientes tales como la gasolina o el benzol.
Esta técnica de remoción es simple, emplea intercambiadores de calor en superficie que permiten calentar el petróleo (u otros fluidos) a temperaturas comprendidas entre los 200 y 300 grado F. (93 Y 149 grado C). Posteriormente de acuerdo al arreglo, de producción que se tenga en el pozo, el petróleo caliente es bombeado por el espacio anular cañería-tubería o directamente por el interior de la tubería de producción. Esta operación permite fundir la parafina acumulada en el arreglo, la que finalmente es extraída del fondo del pozo mediante circulación.
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Tratamiento térmico empleando la inyección de petróleo Caliente
Aunque este método ha sido aceptado durante muchos años, existen evidencias que muestran que el petróleo caliente puede causar daños a la formación, particularmente en pozos de baja presión y cuya temperatura de fondo es menor a los 160 ºF, dichos daños Generalmente manifiestan con notables disminuciones en la producción.
En los tratamientos con agua caliente se ha observado que la parafina disuelta o dispersa en agua llega hasta la formación productora y disminuye notablemente la temperatura de esta.
Ilustración que muestra la simulación de la remoción de parafina por inyección de petróleo caliente
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Ocasionalmente el proceso de re solidificación es lento y el resultado de la declinación de la producción puede ser atribuido a la declinación natural del campo.
La aplicación de fluidos calientes es mucho más recomendable para desparafinar las líneas de recolección de los campos petroleros, para este efecto, pueden aplicarse vaporizadores o calentadores de petróleo tipo paquete completo, que constan esencialmente de un horno con su serpentín y accesorios, una bomba principal, un compresor de aire, un juego de quemadores modulados y un tablero de control; generalmente vienen montados en patines.
Calentador de Petróleo
3.9.4.2 Tratadores de fondo pozo
Otra técnica empleada para desparafinar tuberías de producción, consiste en emplear tratadores de fondo portátiles de calentamiento rápido, que van disolviendo la parafina a medida que se los introduce al pozo.
La activa remoción del tratador accionado a cable se complementa con el bombeo de petróleo caliente, el cual se introduce a la tubería de producción por detrás del tratador de fondo. La parafina fundida es posteriormente producida junto con el petróleo de formación.
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Tratamiento térmico con calentadores de fondo de pozo
Ilustración que muestra la simulación de la remoción de parafina por el tratamiento de calentador de fondo de pozo
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3.9.4.3 Liberación de Calor
Esta técnica emplea productos químicos cuya reacción (exotérmica) libera considerables cantidades de calor, suficientes para fundir la parafina acumulada en la tubería de producción.
3.9.4.4 Calentamiento Eléctrico De La Tubería De Producción
Esta técnica ha sido desarrollada recientemente por la Production Technologies Internacional Inc. conocida con el nombre de PARATROL, de Houston y es PARATROL convierte la tubería de producción y la cañería de revestimiento en un circuito eléctrico, y emplea como elemento calentador la tubería de producción, todo esto complementado con un contactar y un mecanismo patentado denominado E-Sub, los cuales son alimentados con energía eléctrica desde un panel programable ubicado en superficie.
Paratrol
La corriente eléctrica influye a lo largo de la tubería de producción hasta una profundidad ligeramente mayor a la cual ocurre la deposición de la parafina. En este punto el contactor ubicado en la sarta de producción permite realizar un contacto.
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El contactor es generalmente instalado alrededor de 100 pies por debajo de1 punto inicial de deposición, entonces debido al calentamiento de la tubería de producción, el petróleo que circula por el interior de esta, es calentado antes de entrar en la zona de deposición. Además, se colocan unos aislantes sobre las uniones de la tubería ubicadas entre el E-Sub y el contactor para prevenir contactos indeseados entre la tubería y la cañería.
El espacio anular debe estar completamente libre de fluidos conductores de electricidad tales como agua salada; en pozos 'fluyentes en los que el espacio anular está lleno de fluido, generalmente se utiliza petr61eo para desplazar dicho fluido por debajo de1 1ugar donde será ubicado e 1 contactar.
Tratamiento con calentamiento eléctrico
En los pozos que producen mediante bombeo mecánico, se recomienda colocar una varilla de fibra de vidrio por debajo del vástago pulido, para prevenir conducción de corriente desde el E-Sub hasta el equipo superficial.
La potencia es proporcionada por un trasformador de 45 Kw equipado con un regulador de voltaje de 750 a 150 Voltios y vo1tajes menores.
El punto de operación de las unidades es de 160 Voltios a Amperios con un factor de potencia de 0.81.
La potencia que sale del transformador y entra al circuito es regulada mediante un panel de control programable que permite el control de funciones del sistema.
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Básicamente, esta técnica permite que el petróleo que circula por la tubería de producción, tenga una temperatura mayor a la del punto nube, lo cual previene la precipitación de los cristales de parafina y con esto lógicamente se prevenga la deposición en la tubería de producción.
Fluidos calientes, Tratadores de fondo pozo, liberación de calor y calentamiento eléctrico de la tubería de producción.
Ilustración que muestra la simulación de la remoción de parafina por el método de calentamiento eléctrico
3.9.5 Método Químico
Este método está basado en el uso de productos químicos, los cuales pueden cumplir alguna de las siguientes funciones:
- Disolver los depósitos de parafina una vez que. estos se hayan formado.
- Para prevenir la formación, evitar el desarrollo y/o reducir la adherencia de la parafina a las paredes de la tubería de producción.
- Mejorar algunas de las propiedades de flujo del petro1eo.
3.9.5.1 Clasificación de los productos químicos
De a cuerdo a la función que desempeñan, los productos químicos pueden c1asíficarse en:
Solventes Dispersantes, Modificadores de cristalografía, Emulsificantes y Mejoradores de flujo.
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a) Solventes
Son productos químicos empleados para disolver depósitos de parafina.
El uso de solventes puros o mezclados con hidrocarburos es una práctica muy común y bastante aplicada. Se consideran como dos de los mejores solventes de parafina al tetracloruro de carbono y al disulfuro de carbono.
También suelen ser usados con frecuencia los hidrocarburos clorados, pero su aplicación es restringida debido a la contaminación del crudo producido y el posible efecto adverso sobre los catalizadores en las refinerías. El disulfuro de carbono es un producto químico muy peligroso para manejar, comúnmente, se usa condensado, diesel o kerosene para disolverlo, empleado de esta manera, ha mostrado un buen rendimiento.
En forma general los solventes de hidrocarburos aromáticos como el xileno o el tolueno son ampliamente aceptados en la industria como razonablemente seguros y efectivos para todo Tipo de deposiciones orgánicas.
b) Dispersantes
Son superficies químicas activas que revisten los pequeños cristales de parafina y la superficie metálica de los elementos tubulares. Como consecuencia de esto, los cristales se repelen unos a otros y son repelidos por las superficies metálicas. Los dispersantes también son denominados Surfactantes, pueden ser aplicados con agua, diesel u otros solventes; se recomienda aplicarlos por debajo de los puntos en los que la temperatura, del petróleo llega a ser igual a la del punto nube.
c) Modificadores de Cristalografía
Son polímeros capaces de cristalizar con la parafinas, cuando estos 11egan a formar parte de1 cristal, lo cual altera su estructura cristalina y hace que cambie el modelo de desarrollo de los cristales. Bajo La acción de los modificadores de cristalografía o inhibidores de parafina, está se precipita en forma de cristales simples, que son fácilmente dispersados en el crudo y que no tienen tendencia a unirse entre sí.
El modificador de cristalografía además hace que la parafina pierda adherencia a las superficies metálicas. Estos productos deben ser aplicados en puntos en los que la temperatura del fluido es mayor que la temperatura del punto nube.
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Agrupamiento de cristales
Efecto del inhibidor sobre los cristales de Parafina
d) Emulsificantes
Reducen la deposición y di3minuyen la viscosidad debido a que producen una emulsión de petróleo en agua, empleando agua de formación o adicionándole desde superficie.
Los emulsificantes deben ser aplicados en el fondo del pozo antes del punto donde empieza la deposición. Algunos problemas inherentes a su tecnología son:
- El agua puede causar corrosión. - Se requiere un continuo abastecimiento de agua. - El sistema produce y transporta excesiva cantidad de agua. - La emulsión puede romperse después del transporte.
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- Puede ser impractíb1e para pequeños volúmenes.
e) Mejoradores De Flujo
Estos productos son comúnmente conocidos como reductores de los puntos de fluidez, reductores de viscosidad, reductores de punto cedente, etc., son usados para mejorar las propiedades de flujo del petróleo crudo en oleoductos y otros sistemas de transporte exclusivamente.
3.9.5.2 Técnicas de tratamiento
Los productos químicos antes mencionados, pueden dosificarse di1uidos en agua salada, kerosén, diese, petróleo directamente puros. Las técnicas de tratamiento en las que se emplean estos productos pueden clasificarse de la siguiente manera: Tratamiento con baches, tratamiento continuo, tratamiento capilar y tratamiento por forzamiento.
a) Tratamiento Con Baches
Se emplea generalmente para la remoción moderada de la parafina depositada en el arreglo subsuperficial.
Está limitada a casos específicos y a efecto de producir un alivio inmediato de los inconvenientes ocasionados por la deposición. Los baches pueden ser introducidos al pozo por el espacio anular cañería-tubería o directamente por la tubería de producción, esto depende del arreglo subsuperficial del pozo y de la clase de productos que se está usando.
Los tratamientos con baches o lotes son recomendables cuando se usa disolventes.
b) Tratamiento Continuo
Consiste en inyectar al pozo productos químicos en forma continua, con la ayuda de una bomba dosificadora o por goteo (caída por gravedad) si las condiciones lo permiten. Cuando se realiza un tratamiento continuo en fondo pozo, debe usarse un producto soluble o dispersables en el fluido producido. La dosificación continua se la realiza por espacio anular cañería-tubería en pozos que producen mediante bombeo neumático y se recomienda introducirlo al pozo junto con el fluido motriz en pozos que producen mediante bombeo hidráulico.
c) Tratamiento Capilar
Un equipo de tratamiento capilar permite introducir los productos químicos mediante una tubería independiente hasta el lugar donde estos entran en contacto con el fluido de formación.
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El equipo consiste de un tanque de almacenaje de productos químicos, una bomba acoplada al tanque (ambos ubicados en superficie), tubería de pequeño diámetro la cual está colocada en forma paralela a la tubería de producción y un mandril mediante el cual se unen las dos tuberías en fondo pozo, lo cual permite que el fluido de formación entre en contacto con, el producto químico que bombeado desde superficie se desliza a través de la tubería de pequeño diámetro hasta alcanzar el mandril. Este tipo de tratamiento puede ser aplicado a cualquier sistema de producción.
d) Tratamiento Por Forzamiento
Consiste en el bombeo de un volumen predeterminado de producto químico a la formación productora aplicando una presión menor que la presión de fracturamiento. El producto químico utilizado puede ser vertido con agua o petróleo.
Posteriormente el producto químico es producido juntamente con el fluido del yacimiento protegiendo de los problemas de deposición. Cuando estos problemas son severos, se recomienda realizar un tratamiento por forzamiento en conjunción con un tratamiento 'continuo o con un tratamiento con baches.
En la mayoría de los casos los problemas ocasionados por la parafina pueden ser resueltos eficiente y económicamente con productos químicos.
Sin embargo la selección del producto químico requiere tomar en cuenta aspectos tales como:
- Elegir la mejor clase de producto químico. - Elegir el producto más efectivo de la clase. - Determinar la concentración a la cual el producto químico empleado es más
eficiente. - Elegir la técnica de tratamiento, más adecuada para proporcionar mayor
posibilidad de éxito.
3.9.6 Método Combinado
La severidad y dureza de las deposiciones, muchas veces requiere la combinación de los métodos anteriormente mencionados, lo cual permite realizar la remoción con mayor facilidad, en menor tiempo y en forma más eficiente.
La combinación empleada con mayor frecuencia, es la de los métodos químicos y mecánicos, Este procedimiento consiste en desplazar dentro de la tubería de producción una cantidad limitada de solventes que ablanda la parafina pegada a la tubería de producción y al mismo tiempo disuelve las fracciones mas 1igeras, la parafina remanente es exteriormente removida ap1icando el método mecánico.
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Aplicación forma combinada del método térmico
- La Liberación de calor y el método químico ha permitido desarrollar un eficiente procedimiento de remoción de parafina denominado N-SITU SYSTEM el cual permite remover la parafina tanto del arreglo subsuperficial de un pozo así como de las formaciones productoras.
El calor In-situ producido en el fondo del pozo es generado por la reacción exotérmica del nitrato de sodio y el nitrato de amonio con el cloruro de amonio ambos en solución acuosa.
NaNO2+N H 4 N O3−−−N2+2H 2O+NaN O3+calor
Los productos de la reacción son: Nitrógeno (gaseoso), agua, nitrato de sodio. Una sal que se produce como subproducto y generalmente no daña las formaciones y calor.
Un amortiguador y un ácido orgánico son incluidos en el sistema para el control de la velocidad de reacción, logrando de esta manera que la reacción se produzca a una profundidad predeterminada. Un secuestrante de hierro y un inhibidor de corrosión también son incluidos para evitar posibles problemas de precipitación y reacciones no deseadas entre el ácido y los elementos tubulares; además se incluye un solvente y un inhibidor de parafina, productos considerados como los principales del tratamiento.
En el caso de los tratamientos de formaciones productoras, la estimulación ocurre como resultado de la penetración profunda de la solución generadora de calor en la formación precedida por una mezcla de solvente e inhibidor de parafina
Al penetrar el solvente en la formación disuelve los cortes livianos de parafina abriendo peso y permitiendo la penetración de la solución generadora de calor. La penetración profunda se realiza por medio de un posterior Overflush) así como por la presión ejercida por el nitrógeno en estado gaseoso). El calor generado funde los depósitos remanentes de parafina, la parafina fundida y/ó disuelta queda suspendida en el fluido caliente, la cual al disminuir la temperatura no recristaliza debido a la acción del inhibidor de parafina; después de un periodo de cierre del pozo (aproximadamente 24 horas) es producido junto al fluido de formaci6n.
El N-Situ System permite generar 10 veces más calor que el generado por una unidad de tratamiento con petróleo caliente y permite reducir en forma considerable la cantidad de productos químicos empleados (so1ventes e inhibidores) que algunas veces causan emulsiones.
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El equipo de superficie usado para el tratamiento, almacenaje, consta de una o dos bombas triplex, tanques de medidores de flujo de alta presión, válvulas y otros accesorios comúnmente empleados en la industria petrolera.
Antes de bombear la solución generadora de calor, los componentes son almacenados en tanques separados, y posteriormente bombeados por líneas individuales de descarga, las cuales se unen corriente arriba del cabezal de pozo. De esa manera es posible bombear las soluciones que llegan a la profundidad predeterminada mediante la tubería de producción.
Se instala también una línea de descarga en el lugar de la conexión de la mezcla y el cabezal de pozo, para que la solución generadora de calor remanente pueda ser evacuada de las líneas de descarga.
La combinación de métodos adquiere particular importancia debido a que su aplicación esté fundamentalmente orientada a optimizar los métodos empleados.
3.9.7 Algunos Inhibidores de Parafinas Patentados
3.9.7.1 Inhibidor de Parafinas “Paracheck 160” de Halliburton
Prevenir, o por lo menos decrecer, la formación de depósitos de parafina irá en una manera en la batalla para mantener la producción. El inhibidor Paracheck 160 ha probado ser muy útil y efectivo.
Los materiales trabajan por el cambio de la estructura física de los cristales de parafina, haciendo a los cristales probablemente menos adhesivos a las superficies metálicas.
Desde que las composiciones del crudo difieren bastante, a veces de pozo en pozo en algunas formaciones, el petróleo debería ser analizado para determinar las concentraciones de Paracheck 160 necesitados para ayudar a prevenir la precipitación de parafinas.
La experiencia ha mostrado que, para más crudos, a pesar de todos los métodos aplicados, una concentración de 0.5 gal. A 0.75 gal. Del inhibidor Paracheck 160 por 100 Bbl de crudo producido usualmente trabaja efectivamente. El inhibidor Paracheck 160 puede ser colocado por un tratamiento a presión, continuo con una inyección o con otros fluidos de estimulación.
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Especificaciones del Inhibidor de Halliburton
3.9.7.2 Inhibidor de Parafinas Flexoil
Los productos Flexoil® para el control de parafina previenen la precipitación de la cera en el petróleo crudo dentro del riser de producción, subsea tie-backs, y cualquier otra tubería de producción.
Los productos Flexoil® modifican los cristales de parafina para evitar que la formación de parafina interfiera con la unión de las moléculas alifáticas de cera. Compuestos por polímeros con cadenas ramificadas, estos modificadores se unen a la red formada por los cristales de cera en un punto de crecimiento activo, pero evitan el crecimiento adicional e interfieren con la deposición interrumpiendo la estructura de la red.
Aunque las parafinas permanecen inestables en solución, se evita la formación de cristales con un tamaño suficiente para bloquear las líneas de producción. Por lo tanto, la producción no se impide, aún cuando las temperaturas sean menores que la temperatura de aparición de la cera (WAT).
Los modificadores de los cristales de cera Flexoil® se aplican en forma continua en la corriente de producción, para proporcionar un control ininterrumpido de la parafina. Cuando se bombean pozos con niveles de fluido bajo a moderado, los tratamientos frecuentes de bacheo pueden asemejarse a un tratamiento de inyección continua. De la misma manera, se puede obtener una provisión continua de químicos por realimentación de un tratamiento de inyección a formación.
3.9.7.3 Inhibidor de parafinas NE 9000TEMP a Altas Temperaturas
NE 9000TEMP es una combinación, desarrollada por nuestra empresa, de bacterias naturales, facultativas y anaeróbicas, utilizada en operaciones de pozos petrolíferos para controlar las cadenas de parafina de longitud C16 o superiores, en especial las cadenas de carbono más largas. NE 9000TEMP puede dispersar, disolver y prevenir las deposiciones de parafina a través de sus subproductos metabólicos, tales como biosurfactantes, ácidos orgánicos, cetonas y alcoholes. NE 9000TEMP se utiliza en aplicaciones de altas temperaturas, por encima de los 240°F.
La aplicación de NE 9000TEMP puede dar lugar a la limpieza del frente de la formación, la columna de producción, la cañería de producción, los recipientes de producción y los tanques. NE 9000TEMP también mejora la capacidad del petróleo para disolver la parafina
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mientras reduce el punto de turbidez/punto de escurrimiento. También mejora la permeabilidad del reservorio en las proximidades del pozo debido a la eliminación de parafina y la producción de biosurfactantes.
- Evita la acumulación de parafina en condiciones de alta temperatura - Reduce el tiempo de parada - Mejora la producción - 100% natural
NE 9000TEMP está formulado como un líquido lista para usar y se puede introducir al pozo mediante tratamientos por lotes, a presión o continuos. Los tratamientos por lotes generalmente requieren que el producto se aplique en el espacio anular y se lo descargue junto con petróleo limpio o con una solución de KCI. Para un desempeño óptimo, se recomienda cerrar el pozo durante uno a tres días después de realizar el tratamiento; sin embargo, esta medida no es obligatoria.
Las aplicaciones para el tratamiento a presión dependen de la producción de fluidos, la porosidad, el intervalo de perforación y la profundidad de penetración deseada. El pozo permanece cerrado entre tres y siete días.
NE 9000TEMP cumple con las normativas de la Agencia de Protección del Medioambiente (EPA, por sus siglas en inglés) para su liberación en el medio ambiente. No se requieren prendas ni equipos especiales para manipular el NE 9000TEMP. Deberán observarse las prácticas habituales de higiene.
4. Conclusiones
Hay que tener en cuenta que los depósitos de parafina en forma general se encuentran mezclados con pequeñas cantidades de hidrocarburos ramificados y con otros materiales orgánicos e inorgánicos.
La parafina precipita debido a que ocurren cambio s en las condiciones a las que se encuentra el petróleo en el reservorio, la disminución de temperatura es la causa más común, la variación de presión, presencia de materias extrañas y la rugosidad de los elementos tubulares son también factores que influyen en la exposición.
Las deposiciones más blandas corresponde a hidrocarburos lineales que abarcan desde el C12 al C25, las más comunes del C25 al C50 y algunas otras alcanzan el C60.
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La deposición y acumulación de parafina tiene lugar con mayor frecuencia en el liner, en el casing, en la tubería de producción y en las líneas superficiales de recolección, algunas veces se extiende por el equipo superficial de tratamiento y medida, así como hacia a los tanques de almacenaje. Bajo ciertas condiciones la deposición también puede ocurrir en las formaciones productoras.
Los problemas ocasionados por la deposición de parafinas, pueden ser resueltos aplicando las diferentes técnicas comprendidas en los métodos de tratamiento tales como el mecánico, químico, térmico o combinado.
Entre las técnicas comprendidas en el método químico, la de tratamiento por forzamiento ha sido la que se aplico con mayor éxito; la técnica de inyección continua aplicada al sistema de bombeo hidráulico no ha sido debidamente evaluada.
Las pruebas de laboratorio en las que se simula las condiciones de deposición de la parafina, pese a que difieren en importantes características de las condiciones imperantes en el campo, han ayudado a explicar el mecanismo de deposición y han permitido obtener valiosa información, la cual fundamental mente fue empleada en estudios destinados a combatir la deposición.
Un aspecto fundamental en la aplicación de cualquier método de tratamiento, es la evaluación del mismo; mientras mayores sean los conocimientos que se tengan sobre los diferentes métodos y su aplicación a determinados sistemas de levantamiento, mejores serán los resultados que se obtengan.
Un aspecto muy importante a tener en cuenta es que el problema de la deposición de parafinas es algo global, todo campo, pozo, tuberías de producción y otros van a estar afectados por la formación de estos compuestos, y dependerá de la empresa operadora a elegir el método de tratamiento más conveniente para su caso.
5. Bibliografía
Control de Parafinas – Tesis de Grado – www.wikipedia.com www.halliburton.com www.spe.com www.parveen.com www.enviroclean.com Review of Paraffin Control and Removal in oil wells using southwestern petroleum
short course searchable database - Noman Shahreyar, b.s.ch.e. A thesis in petroleum engineering.
