Parafinas Asfaltenos y Escamas

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UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDERESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEOS

PARAFINAS, ASFALTENOS Y ESCAMAS

Presentado por:

ADRIANA MARCELA DURAN PABONPAOLA ANDREA OSORIO POLOYELITZA NORAIDA SUESCUN BOLIVAR

Presentado a:ING. NICOLAS SANTOS SANTOS

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDERESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEOSBUCARAMANGA, ABRIL DE 2013

TABLA DE CONTENIDO

INTRODUCCION51. PARAFINAS61.1 Generalidades71.2 CerasParafnicasoMacrocristalinas81.3 Ceras Microcristalinas91.4 Propiedades de las Parafinas10Punto de fluidez11Punto de fusin11Punto de nube11Punto de cristalizacin111.5 Factores que afectan la precipitacin de las parafinas12Temperatura:13Presin14Prdida de componentes voltiles15Partculas de material suspendido15Efecto del Peso Molecular y del Punto de Fusin de la Parafina15Efecto de la Proporcin Relativa de Solvente-Soluto151.6 Depositacin de Parafinas161.6.1 Mecanismos de Depositacin161.6.1.1 Difusin molecular161.6.1.2 Dispersin por corte o esfuerzo de cizalla171.6.1.3 Movimiento Browniano191.7 Problemas Ocasionados por la Depositacin de Parafinas211.8 Mtodos para el Control de Parafinas231.8.1 Mtodo mecnico23

1.8.2 Mtodo operacional251.8.3 Mtodo trmico251.8.4 Mtodo de tratamiento qumico261.8.5 Mtodo de recubrimiento271.8.6 Mtodo combinado282. ASFALTENOS292.1 Definicin292.2 Factores que Influyen en la Precipitacin de Asfltenos30Presin30Efecto de la solubilidad por la temperatura31Cambio de la Composicin de los Fluidos del Yacimiento31Efectos Electrocinticos33Viscosidad del Petrleo342.3 Precipitacin de Asfltenos342.4 Agregacin y depositacin de Asfltenos352.5 Determinacin del Contenido de Asfltenos en el Petrleo Crudo372.5.1 Diagnostico del Tipo de Dao372.6 Problemas ocasionados por la deposicin de Asfltenos39Taponamiento del Yacimiento y en la Vecindad del Pozo39Taponamiento de Pozo y de la Tubera de Produccin40Taponamiento de Lneas de Flujo y dems Equipos de Superficie40Formacin de Emulsiones Estables412.7 Remocin de Asfltenos412.7.1 Tratamientos Mecnicos412.7.2 Tratamientos Qumicos422.7.3 Tratamientos Trmicos432.7.4 Manipulacin de Presin, Temperatura y Tasa de Flujo433. ESCAMAS44

3.1 GENERALIDADES443.2 Causas de la inestabilidad del Agua47Efecto de mezclado del agua47Causas de la inestabilidad del agua debido a la presin y cambios de temperatura48Cambios en el pH503.3 Factores requeridos para la formacin de la Escama50Solucin supersaturada50Nucleacin50Crecimiento y adherencia de los cristales523.4 Tipos de Escamas543.4.1 Escamas Orgnicas543.4.2 Escamas Inorgnicas55Depsitos de Carbonato de calcio57Depsitos de carbonatos de magnesio e hidrxido de magnesio60Depsitos de sulfato de calcio61Depsitos de Sulfato de Bario65Depsitos de sulfato de estroncio66Depsitos de hierro66Depsitos de slice673.5 Prediccin de las Escamas Inorgnicas683.6 Problemas causados por las Escamas70Perforacin y Completamiento de Pozos70Inyeccin de Agua71Dao en el Yacimiento72Produccin de Agua72Operaciones de Produccin733.7 Prevencin de la formacin de Escamas Inorgnicas74

3.8 Remocin de Escamas Inorgnicas76Mtodo mecnico76Mtodo qumico773.9 Inhibicin de las Escamas Inorgnicas78Tcnicas de inyeccin de inhibidores80oInyeccin por squeeze de inhibicin80oInyeccin continua con sarta de tratamiento85oAplicacin peridica por baches86oTratamiento por inhibidor de escamas encapsulado86CONCLUSIONES89BIBLIOGRAFIA90

INTRODUCCION

La acumulacin de depsitos de parafina, asfltenos y escamas, es uno de los mayores inconvenientes en la produccin, transporte y almacenamiento de crudo. En el yacimiento, reducen la permeabilidad de la roca y obstruye el paso del crudo en la cara de la formacin; en el pozo, causan daos al equipo de subsuelo y reduce el dimetro efectivo de las tuberas menguando la produccin; en las facilidades, obstruyen el paso por las lneas de transporte, impiden una correcta separacin aceite-agua en los separadores y se deposita en el fondo de los tanques de almacenamiento. Todos los petrleos contienen parafinas (alcanos normales, ismeros y cclicos) dentro de su composicin, sin embargo, por causa geoqumicas no todos contienes asfltenos ni escamas. Los petrleos con alto grado de madurez geoqumica generalmente profundos, no contienen sustancias asflticas (por lo menos asfltenos).En este trabajo se presenta una revisin de las generalidades principales de las parafinas, asfltenos y escamas; adems de sus principales problemas y soluciones.

1. PARAFINAS

1.1 Generalidades

Las parafinas constituyen una familia de hidrocarburos tambin conocidos como alcanos o parafnicos. Estn caracterizadas por tener longitudes de C18 hasta C60. Su peso molecular oscila entre 320 y 800, presentan consistencia slida a temperatura ambiente, poseen cadenas lineales (n-alcanos) o ramificados (iso-alcanos), compuestas por carbonos saturados, representados por la frmula general CnH2n+2, presentan temperaturas de fusin de 64F a 211F. Los depsitos de parafina estn acompaados de resinas, material asfltico, arena, escamas y en ocasiones agua. Ellas son de naturaleza cristalina y tienden a cristalizar y precipitar del crudo por debajo de su punto de cristalizacin. Las parafinas son molculas no polares, cuya interaccin se debe a fuerzas de Vander Waals.

Tomado de: determinacin del umbral de precipitacin de parafinas, Emiliano Ariza, trabajo de grado.

Las parafinas con cinco o menos tomos de carbono existen normalmente como un gas (metano, etano, propano, etc.). Las parafinas con seis a quince tomos de carbono (C6-C15), son lquidas. Cuando el tamao molecular es de 16 a 25 carbonos (C16-C25), se observan ceras blandas, (el trmino cera usualmente se

refiere a la parafina slida, pero que en terminologa de campo son frecuentemente llamadas parafinas). Las ceras cristalinas duras tienen de 25 a 60 (C25C60) o ms tomos de carbono en la cadena.

Las parafinas se pueden clasificar de acuerdo a la configuracin de su estructura molecular y al nmero de carbonos que contengan. Bajo estos criterios se diferencian las ceras parafnicas de las ceras micro-cristalinas, las cuales presentan un mecanismo de dao diferente, si se llegara a depositar en la formacin debido al tamao de los cristales.

1.2 CerasParafnicasoMacrocristalinas

Es un depsito procedente de un aceite crudo del 40% al 60 % donde se encuentran ceras parafnicas nicamente. stas se encuentran comprendidas por parafinas que contienen entre 18 a 30 carbonos en cadena lineal. La estructura molecular que se forma se conoce como macro-cristales, los cuales tienen forma de agujas que al conglomerase constituyen grandes depsitos de cera que ocasionan diversos problemas en las lneas de produccin de pozos petroleros y en la formacin. Por esta razn, se produce un aumento de la viscosidad por la aglomeracin de grandes cristales que sern la causa del taponamiento de los poros de la formacin o en un punto determinado del sistema de produccin, aspecto que depende del punto de cristalizacin del crudo.

La figura 1, representa los tres pasos que llevan a cabo desde que empieza a precipitar el primer cristal de parafina (Punto de nube), hasta que el momento en que el crudo deja de fluir (Punto de Fluidez) debido a la aglomeracin de los cristales.

Fuente: RODRGUEZ, L. y CASTAEDA, M. Estudio de los fenmenos de cristalizacin de parafinas en el comportamiento fluido dinmico de crudos parafnicos-fase1. En: Ciencia, Tecnologa y Futuro, Vol.2 Num.2 (dic.2001).p.65-78.

1.3 Ceras Microcristalinas

Se encuentran en las parafinas que contienen entre 30 a 60 carbonos, con pesos moleculares entre 450 y 800. Son compuestos de cadena lineal con ramificaciones y grupos cclicos a lo largo de la cadena principal. A diferencia de las ceras parafnicas (macro-cristalinas) sus cristales son pequeos e irregulares lo que hace que no tiendan a aglomerarse, permaneciendo dispersos y sin formar depsitos. No constituyen problemas en las lneas de produccin pero pueden ocasionar reduccin de la permeabilidad si se precipitan en la formacin debido a su tendencia a adherirse a la superficie de los granos. Es importante establecer qu tipo de parafinas se encuentran en el yacimiento para poder identificar el mecanismo de dao a la formacin por parafinas y tenerlo en cuenta cuando se vaya a disear algn tipo de tratamiento.

Figura 2. Representacin de parafinas microcristalinas y macrocristalinas.Fuente: PETROBRAS. Espaco conhecer [en lnea]. < http://www.hotsitespetrobras.com.br/espacoconhecer//esp/images/img_Prod_12.jpg > [citado en 11 de febrero de 2010].

1.4 Propiedades de las Parafinas

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

Punto de fluidezSe define como la temperatura a la cual el crudo deja de fluir, debido al aumento de la viscosidad producto de la parafina precipitada a medida que se enfra. El punto de fluidez de un crudo refleja la capacidad de la parafina dentro del crudo para desarrollar una red cristalina lo suficientemente resistente para retener e inmovilizar la fase aceite. Punto de fusinEs la temperatura a la cual una muestra de parafina en estado slido funde, pasando al estado lquido. El punto de fusin de la parafina puede ser usado para definir la temperatura a la cual la pared de la caera o facilidades de almacenaje deberan ser calentadas en orden a remover depsitos slidos. Punto de nubeSe define como la temperatura a la cual se forma la primera precipitacin o primer cristal de parafina a presin atmosfrica. El punto de nube para cada mezcla de crudo depende de la temperatura de saturacin de sus componentes y de la tasa de enfriamiento a la que se someta la mezcla de hidrocarburos. El punto de nube disminuye a medida que aumenta el nmero de carbonos. Punto de cristalizacinSe define como la temperatura a la cual se forma el primer cristal de parafinas, en un crudo vivo, es decir, con gas en solucin; esto ocurre a condiciones (presiones) de yacimiento. Tambin ese punto es conocido en la industria del petrleo como la temperatura a la que aparecen las ceras en el crudo.

1.5 Factores que afectan la precipitacin de las parafinas

La precipitacin y depositacin de parafinas se manifiesta en todas las etapas de la produccin de petrleo. Cuando se presenta en el yacimiento, reduce el dimetro de la garganta del poro, lo cual causa una disminucin en el aporte de fluido de la formacin productora. En otros casos, la precipitacin de parafinas reduce la permeabilidad del yacimiento, y si sta ocurre cerca del pozo, ocasiona daos a la formacin y obstruye los orificios caoneados. Cuando se presenta en los sistemas de produccin reduce el radio efectivo por el cual se origina, esto conlleva a una disminucin del nivel de fluido en los sistemas de almacenamiento. La precipitacin de parafinas se desencadena por varios factores, entre los que se puede mencionar: cambios de presin, temperatura, composicin qumica del crudo, mezclas con diluyentes u otros aceites y durante la estimulacin cida. Por otra parte, la solubilidad de la parafina en el crudo es una variable muy importante, ya que disminuye en el momento de la precipitacin a causa del cambio de las propiedades termodinmicas del crudo. Cabe aclarar, que no necesariamente se presenta depositacin cuando la solubilidad disminuye, pues si los cristales precipitados, que normalmente tienen forma de aguja, permanecen dispersos en el crudo, no tienden a depositarse en la superficie, caso contrario en el que un material nucleante (asfltenos, finos de formacin, productos de corrosin) ayuda a la aglomeracin de los cristales, estas aglomeraciones tienden a depositarse y causan problemas en las lneas de produccin. Asimismo, se puede decir que la mayor causa de la disminucin de la solubilidad de la parafina en el crudo, es el descenso de la temperatura, que puede provocarse por la disminucin de presin que experimenta el crudo a medida que se acerca a la superficie o por la expansin que ocurre cuando el crudo sale de la formacin hacia el pozo. La prdida de gas e hidrocarburos livianos del crudo

tambin disminuyen la solubilidad de la parafina, este efecto contribuye a la depositacin en lneas de superficie y tanques. Altas relaciones gas-aceite (GOR), evitan los problemas de depositacin de parafina.Figura 3. Sitios potenciales de precipitacin de parafinas.

Fuente: Modificado de Estudio de los Fenmenos de Cristalizacin de las Parafinas.

Temperatura: Los hidrocarburos a condiciones de yacimiento se encuentran a una cierta temperatura que depende de la profundidad. A medida que los fluidos durante la produccin viajan a superficie se van enfriando. Cuando el crudo se enfra, pierde solubilidad, y no pude mantener las partculas en suspensin por ms tiempo. Las parafinas se solidifican, sus partculas se asientan y se acumulan en depsitos cerosos. La deposicin de parafinas est caracterizada por cuatro temperaturas: Punto de Cristalizacin, Punto de Gel, Punto de Fluidez y Temperatura de Fusin (temperatura de congelamiento).

Los cambios de temperatura se pueden dar por: Liberacin de gas en el yacimiento, es decir, disminucin de la solubilidad. Radiacin de calor del yacimiento a las formaciones vecinas Liberacin del gas y los compuestos livianos del crudo en su viaje de yacimiento a superficie. Cambio en la temperatura por intrusin de agua u otro lquido a por temperaturas externas bajas (en la cabeza del pozo). Presin: La precipitacin de parafinas es a menudo estudiada para crudos muertos, pero el efecto de la presin y la composicin del crudo no es muy clara. La presin mantiene los gases y componentes voltiles en solucin y ayuda a mantener el fluido a la temperatura de formacin. Obviamente, es imposible producir el crudo sin tener una cada de presin considerable; entonces, ambos factores actan simultneamente, las cadas de presin y las cadas de temperatura, porque los gases se desarrollan y se expanden, y los componentes ms pesados se precipitan formando parafinas.

Prdida de componentes voltiles: La prdida de los constituyentes ms livianos del crudo definitivamente reduce la cantidad de parafinas que pueden mantenerse en solucin. La reduccin en el volumen de aceite resulta en menos solvente disponible para disolver la misma cantidad de cera. Partculas de material suspendido: La evidencia muestra que a medida que las parafinas empiezan a separarse cuando la temperatura cae, las partculas de la formacin, tales como arenas y arcillas aceleran ste proceso. Efecto del Peso Molecular y del Punto de Fusin de la Parafina: A temperatura constante, cuando el peso molecular de la parafina se incrementa, el punto de fusin se aumenta, disminuyendo la solubilidad en los solventes. Esto quiere decir, que la concentracin de parafina en el crudo tiene gran influencia sobre la temperatura del punto de fusin y por tanto sobre la temperatura del punto de cristalizacin Efecto de la Proporcin Relativa de Solvente-Soluto: Cuando la concentracin de soluto en la solucin se incrementa, el punto de cristalizacin aumenta. El soluto se denomina a las parafinas que precipitan, se cristalizan y forman una fase slida y el solvente sern los dems componentes del crudo que no cristalizan. Los tres parmetros que afectan la solubilidad de la parafina en el crudo son la temperatura, la presin y la composicin del crudo. Sin embargo, se ha analizado que es principalmente una funcin del nmero de carbonos, como es mostrado en la figura 4.

Figura 4. Solubilidad de la Parafina

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

1.6 Depositacin de Parafinas

1.6.1 Mecanismos de Depositacin

En los yacimientos en los que la temperatura est por encima del punto de cristalizacin, el punto crtico en donde puede iniciar la precipitacin y acumulacin de parafina es en la tubera de produccin, en el que se presenta una fuerte liberacin de presin y cada de temperatura. La depositacin de parafinas en tuberas y oleoductos est gobernada por tres mecanismos: difusin molecular, por corte y movimiento Browniano.1.6.1.1 Difusin molecularEs el mecanismo que prevalece mientras el crudo est por encima del punto de cristalizacin. A medida que el crudo asciende dentro de la tubera de produccin se somete a una transferencia de calor con las paredes de la tubera y se forma un perfil de temperatura (figura 5) en el cual a temperaturas inferiores al punto de

cristalizacin existe una concentracin de cristales de parafina que da lugar a la difusin.Figura 5. Depositacin de parafinas por difusin molecular.

1.6.1.2 Dispersin por corte o esfuerzo de cizallaSe presenta cuando el crudo tiene temperatura inferior al punto de cristalizacin. Los cristales dispersos en el crudo son llevados por esfuerzos de corte a las paredes de la tubera en donde se agrupan con las capas de cristales ya formadas por difusin molecular (figura 6).

Figura 6. Depositacin de parafinas por corte.

En ambientes de alto corte corte (flujo turbulento) la habilidad de constituyentes de las parafinas para solidificarse y alcanzar el punto de fluidez es disminuir la nucleacin mediante la perturbacin del flujo, mientras que en flujo laminar las molculas de parafina tienden a alinearse adyacentes unas con otras en direccin del flujo induciendo a la nucleacin y formacin de cristales (figura 7).Figura 7. Efecto del rgimen de flujo en la depositacin de parafinas.

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

Est demostrado que las fracciones livianas del crudo son responsables de los bajos puntos de cristalizacin y de mantener los compuestos pesados, ceras y asfltenos en solucin, inclusive en altas concentraciones de componentes parafnicos de alto peso molecular. Bajo condiciones de yacimiento, las diferentes fracciones que componen el crudo estn en equilibrio termodinmico, donde los valores de presin y temperatura son lo suficientemente altos para mantener las fracciones pesadas en solucin. Una vez el proceso de produccin comienza y el crudo es llevado hacia la superficie, se interrumpe este equilibrio provocando cambios fsicos y qumicos del fluido. Esto causa que los compuestos orgnicos del crudo, llamados parafina, lleguen a ser insolubles en el aceite.

Cuando la parafina es enfriada lo suficiente por debajo del punto de cristalizacin, sta va perdiendo sus propiedades adherentes. Esto puede explicar por qu la mayor cantidad de depsitos de parafina aparecen en una seccin determinada de la tubera del pozo donde recin la temperatura est por debajo de la temperatura de cristalizacin.

La presencia de impurezas como asfltenos induce al proceso de nucleacin de la cera, afirman Oskin, Allen y Roberts; sin embargo, otros autores afirman que la solubilidad de las parafinas en el petrleo decrece con un incremento en la cantidad de alquitrn y asfltenos, que en estado coloidal previenen el crecimiento de los cristales y la formacin de redes. Son muchas las condiciones que favorecen la depositacin de parafinas en los procesos normales de produccin, entre ellos:

Rugosidad de la tubera. Las imperfecciones en la superficie favorecen la adherencia de los cristales de parafina que precipitan del crudo. La mojabilidad natural de la tubera. Si existe mojabilidad por agua, se forma una pelcula sobre la superficie de la tubera evitando el contacto directo y consecuente adherencia entre sta y las molculas de cera; sin embargo, los tratamientos de acidificacin pueden alterar la mojabilidad natural en el yacimiento causando dao a la formacin. La tasa de flujo. Existen opiniones encontradas respecto al efecto de la tasa de flujo sobre la generacin de depsitos de parafina. Hartley y Bin Jadid, sugieren que en flujo laminar la acumulacin de depsitos de parafina incrementa con la tasa de flujo, pero aclaran que en rgimen turbulento y manteniendo alta la tasa de flujo, la acumulacin decrece. Hammami y Raines, concluyen luego de estudios en campo: es especulacin: que el rgimen de flujo laminar induzca al proceso de cristalizacin de la cera. Por otro lado, Misra, Baruah y Sing, centran la atencin en las caractersticas de los depsitos parafnicos formados cuando el crudo fluye bajo regmenes turbulentos y altas tasas de produccin; concluyendo que dichos aglomerados tienden a ser pequeos, compactos y difciles de remover, por estar formados de cristales con buena cohesin entre s. Varios autores afirman que: los depsitos de parafina formados en la tubera de produccin y transporte son mayores cuando el crudo fluye lentamente, debido a que existe mayor transferencia de calor del crudo a la tubera, consecuencia de un tiempo prolongado de residencia del aceite en las zonas fras del sistema. No obstante, la reduccin de la temperatura del crudo es segn muchos autores, la principal causa de la migracin de las ceras (aglomerados de parafinas) hacia las paredes de las tuberas. Inicialmente la tasa de acumulacin es alta en una tubera limpia, pero hay una reduccin de la misma cada vez que ms cera se deposita, actuando sta ltima como un aislamiento trmico entre el crudo y la tubera.

1.7 Problemas Ocasionados por la Depositacin de Parafinas

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

En el pozo, causa daos al cabezal, al equipo de subsuelo y reduce el dimetro efectivo de las tuberas, menguando la produccin. La cristalizacin de la cera crea una reduccin en la capacidad efectiva de la tubera incrementando la presin requerida para el bombeo, algunas veces, ms all de los lmites del sistema, lo que obliga a detener el transporte de crudo.En las facilidades, impide una correcta separacin aceite-agua en los separadores y se deposita en el fondo de los tanques de almacenamiento. En general, la acumulacin de depsitos de parafina puede presentarse en cualquier lugar del sistema de produccin aumentando los trabajos de remocin, deteniendo la produccin por tiempos prolongados y por consiguiente incrementando el costo del petrleo extrado.Al igual que cualquier proceso acumulativo, los depsitos de parafinas pueden tomar aos o das para ser medibles, dependiendo de: el estado del sistema de produccin, la composicin del crudo, la profundidad del pozo, cantidad de agua, nmero de tratamientos de estimulacin, etc. Cada pozo, inclusive de un mismo yacimiento, es distinto de los dems y produce crudo de caractersticas individuales; muestras de depsitos parafnicos tomadas a distintas profundidades en el mismo pozo mostraron diferentes composiciones. Esto sugiere, que los problemas de parafina en un campo petrolfero, pueden ser realmente variados. La forma adecuada para tratar el problema de depositacin de parafinas involucra estudios de laboratorio de los mtodos de control existentes, donde se analiza la efectividad para cada zona del yacimiento en particular a tratar antes de su implementacin en campo.

1.8 Mtodos para el Control de Parafinas

1.8.1 Mtodo mecnico

El mtodo mecnico es el ms antiguo y comnmente usado para el control de parafinas. Consiste en la remocin de sta del tubing o tubera de produccin mediante el uso de raspadores (figura 9) y cortadores de parafina. La desventaja de este mtodo es que la parafina raspada puede llegar a ocasionar taponamiento a las secciones caoneadas. La principal ventaja es que se convierte en una alternativa relativamente econmica, si no es necesaria la limpieza del pozo muy frecuentemente, ya que para realizarla se tiene que detener la produccin y por consiguiente se generan prdidas econmicas. El principal enfoque mecnico para ayudar a limpiar un oleoducto y eliminar la acumulacin de parafina, es un dispositivo a travs de la tubera que raspa las paredes internas de la misma y empuja a travs de la parafina. Este tipo de dispositivo de limpieza recibe el nombre de "marrano o pig", por el chirrido que causa en el momento del raspado de la pared interna de la tubera. El marrano es normalmente impulsado a travs de la tubera por un bombeo de alta presin que se ejerce detrs de l. Pero si la acumulacin de parafina en las paredes interiores de la tubera es relativamente alta, mientras el marrano avanza recoger tanta parafina en el frente que bloqueara cualquier movimiento de los marranos. En otras palabras, a medida que ms y ms parafina se raspa de la pared interior de la tubera, ms se acumula en la parte frontal de los marranos haciendo su movimiento ms difcil, en algn momento la presin de bombeo en la tubera no ser suficiente para empujar el marrano junto con la parafina acumulada a su paso. Los tres tipos de marranos ms usados en la industria son: el marrano de disco, marrano de copa, marrano de esfera y el marrano polly (figura 10, figura 11,

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

Figura 9. Raspador. Figura 10. Marrano de disco y copa.

Figura 11. Marrano de esfera. Figura 12. Marrano polly.

Fuente: GIRARD INDUSTRIES. Productos. [en lnea]http://girardind.com/

1.8.2 Mtodo operacional

Este mtodo consiste en regular la velocidad y el caudal de produccin con el objetivo de disminuir la precipitacin de slidos en la sarta de produccin. Una tasa de produccin elevada no slo trae como beneficio evitar la precipitacin de parafina sino que tambin evita que sta se adhiera a las paredes de la tubera y en ciertos casos desprende la misma que se encuentra depositada en la tubing. Cabe aclarar que slo desprende las ceras ms blandas, ya que el esfuerzo de corte que el fluido hace a los depsitos no es tan fuerte como para remover las parafinas ms duras, esto lleva a que con el tiempo se formen depsitos de parafina muy slidos y por supuesto ms difciles de tratar. La necesidad de mantener el crudo por debajo del punto de nube para as evitar que la parafina se precipite, lleva a utilizar el aumento de la tasa de produccin para mantener la temperatura por encima del punto en el cual se precipitan las ceras en el crudo.

1.8.3 Mtodo trmico

Como en ciertas ocasiones los mtodos mecnicos no son muy efectivos, se tiende a utilizar y sacar ventaja de la propiedad que tiene el calor para fundir la parafina y para la resolucin de la emulsin. Sin embargo la cantidad de calor utilizada para esta accin es clave, ya que la cantidad de calor por unidad de volumen tiene un precio, la generacin de calor para llevar a cabo estos procesos repercute en que el precio de produccin por cada barril de petrleo aumente. En este sentido se han desarrollado muchos estudios referentes al tema y se ha determinado que la cantidad de calor necesaria para fundir la parafina es inversamente proporcional a la distancia existente entre las molculas de parafina depositada.

Entre las tcnicas ms utilizadas para control de parafinas utilizando mtodos trmicos se encuentran: Inyeccin de aceite caliente Inyeccin de agua caliente Calentadores en el fondo del pozo Calentadores elctricos de la tubera

1.8.4 Mtodo de tratamiento qumico

El tratamiento qumico es requerido usualmente como una alternativa para el aceite caliente (mtodo trmico). Despus de tener repetidas reincidencias usando procesos de aceite caliente, es prudente probar un mtodo qumico de radicacin del problema. Los mtodos continuos (consisten en una induccin continua del qumico) y a baches (consiste en una inyeccin cclica del fluido) son adoptados para inyectar el qumico desde el anular hacia el pozo, es decir, circular el qumico bajo el anular y retornarlo a travs del tubing, para remover el sedimento de parafina que se encuentra adherido a la pared del tubing. El mtodo continuo consiste en una bomba especial de inyeccin instalada en la cabeza del pozo (wellhead) y a travs de una fuerza impulsiva producida por el movimiento de arriba a abajo de la unidad de bombeo se impulsa el pistn de la bomba de inyeccin, haciendo que el qumico caiga dentro del pozo. El tratamiento por baches es llevado a cabo usando un camin de bombeo pequeo con un inyector rpido que agrega el removedor de parafina desde el anular dentro del tubing en un tiempo predeterminado.

El control qumico correctivo de los problemas de depositacin de parafinas en pozos de petrleo se basa en el uso de cuatro clases de productos qumicos: Solventes Dispersantes Surfactantes Modificadores de cristalLos productos qumicos mencionados, tambin se pueden utilizar por separado como mtodos preventivos o correctivos.

1.8.5 Mtodo de recubrimiento

En muchos casos no se puede evitar totalmente la precipitacin de la parafina en el pozo y las lneas de superficie por lo que se aplican tcnicas que reducen la tasa de depositacin de parafina. Algunas de estas tcnicas pueden ser el uso de tuberas con fibra de vidrio, tuberas plsticas lisas y tuberas recubiertas con qumicos. Estas tuberas afectan la tasa de depositacin ya que en la superficie de estas es ms difcil la adherencia de los cristales de parafina. Aunque la depositacin de parafina sobre las superficies plsticas o de vidrio se lleve a cabo mucho ms lentamente, solo ser una ventaja hasta que la tubera sea cubierta por una capa de parafina, despus de esto la acumulacin ser totalmente igual a la que sucede en la tubera de acero, por lo cual estas deben ser limpiadas cada cierto lapso de tiempo.

La limpieza en estas tuberas debe hacerse con mucho cuidado ya que no se puede utilizar las mismas tcnicas de limpieza en todas las tuberas. Por ejemplo, los solventes o el aceite caliente daaran una tubera PVC, el aceite caliente usado para limpieza en tuberas plsticas reforzadas con fibra de vidrio puede reventar la tubera plstica en las juntas.

1.8.6 Mtodo combinado

En muchos casos la aplicacin de un solo mtodo para corregir el problema de depositacin de parafinas puede no ser muy efectiva, por lo cual frecuentemente se suelen aplicar dos o ms mtodos con el fin de buscar mayor efectividad en la solucin del problema, a esto se le llama aplicacin de un mtodo combinado. Uno de los mtodos combinados con mayor aplicacin en la industria es el mtodo termoqumico, debido a su efectividad; consiste en tratar trmicamente los cristales de parafina formados, disolverlos y mediante un agregado qumico evitar su regeneracin. Es popular ya que corrige el problema de los depsitos de parafina y evita posteriormente la precipitacin, aunque es relativamente costoso. Lo importante al querer implementar una tcnica combinada es mirar que los mtodos sean afines y que el beneficio/costo sea mayor para el combinado que para un sistema individual.

2. ASFALTENOS

2.1 Definicin

Los asfltenos son una clase de componentes de los hidrocarburos; son aromticos de alto peso molecular de aspecto negro y se desboronan fcilmente cuando estos precipitan. Ciertas propiedades de los asfltenos se conocen desde antes de la perforacin de los primeros pozos comerciales de petrleo. El trmino se origin en 1837 cuando J.B. Boussingault defini a los asfltenos como el residuo de la destilacin del bitumen: insoluble en alcohol y soluble entre mentina. La definicin que se utiliza actualmente es similar: insoluble en n-alcanos, tales como el n-pentano o el n-heptano, y soluble en tolueno. Los asfltenos obtenidos de esta manera son slidos friables, de color oscuro, con una densidad de aproximadamente 1.2 g/cm3. Adems son infusibles, lo que significa que no poseen un punto de fusin definido, pero se descomponen frente al calor, dejando un residuo carbonoso. Las partculas de los asfltenos tienen peso molecular de 10,000 a 100,000 gr-mol y su densidad es aproximada de 1.2 gr/cm3. La estructura qumica de los asfltenos consiste en anillos aromticos con oxgeno y nitrgeno en cadenas heterocclicas. Esto permite que los asfltenos estn presentes en el petrleo crudo como micelas parcialmente disueltas de partculas coloidales dispersas.Generalmente se descomponen al ser calentados a temperaturas mayores de 200C.

2.2 Factores que Influyen en la Precipitacin de Asfltenos

Presin

La presin es uno de los factores ms importantes que influencia los depsitos de slidos en crudos asflticos. El efecto de la presin es ms intenso cuando el petrleo es rico en fracciones livianas y est cercano a su punto de burbujeo (Leontaritis y Mansoori, 1988)Cuando la presin cae por debajo del punto de burbujeo permitiendo la formacin de la fase gaseosa, comienza a ocurrir diferentes fenmenos los cuales originan una rpida deposicin de asfltenos. Estos fenmenos incluyen la prdida de los hidrocarburos livianos, liberacin de gas disuelto en solucin y prdida de volumen molar debido a la vaporizacin de los constituyentes ms livianos. La expansin de los gases y la subsiguiente evaporacin de los materiales voltiles a medida que el crudo deja la formacin y entra al pozo van acompaadas de la disminucin de la temperatura (lvarez, 2001)

Efecto de la solubilidad por la temperatura

La solubilidad de los asfltenos es menor a bajas temperaturas, similar a la de las parafinas. Esto puede hacer que los asfltenos se depositen en la tubera cuando la temperatura sea tan baja durante la produccin. Los efectos de la temperatura y la solubilidad de los asfltenos son unos de los pocos y raros acontecimientos en los que la temperatura cambia abruptamente. La depositacin puede ser repentina y devastadora. Cambio de la Composicin de los Fluidos del Yacimiento

La composicin de un fluido del yacimiento puede cambiar como consecuencia de un agotamiento normal durante la produccin primaria del mismo. Esto resultar en la prdida de los componentes ms livianos del petrleo causando una disminucin en la relacin gas-petrleo (RGP) y un aumento en la densidad de los fluidos.

Como una regla general, ambos efectos reducirn la tendencia de precipitacin de asfltenos de los fluidos del yacimiento. Esto es porque tanto el gas como los asfltenos compiten por la solvencia en el petrleo crudo y cuando el petrleo pierde sus fracciones ligeras, ms asfltenos puede ir en solucin. Por consiguiente, como la produccin en el yacimiento declina, la presin disminuye y el petrleo se hace ms pesado, debe esperarse que los problemas de asfalteno disminuyan (Kokal y Sayegh, 1995).

Figura 13: Efecto de Composicin. Relacin entre Saturados, Aromticos, Resinas y Asfltenos sobre la estabilidad de varios crudos. (Al, 1999).Como se observa en la Figura 13, crudos con un alto contenido de hidrocarburos saturados, pocos hidrocarburos aromticos y resinas tendrn mayor probabilidad de precipitacin de asfltenos que los petrleos con pequea cantidad de hidrocarburos saturados. La determinacin de los porcentajes de saturados,

aromticos, resinas y asfltenos presentes en el petrleo crudo se lleva como una medida de control de la precipitacin.El porcentaje presente de asfltenos en el petrleo es indicativo de la probabilidad de precipitacin en el sistema. La determinacin del porcentaje del asfltenos es aplicable a cualquier tipo de petrleo crudo y permite determinar la segregacin de petrleos crudos, para tomar control de los pozos candidatos para la instalacin de un sistema de inyeccin qumica as como la caracterizacin de yacimientos donde se encuentran los pozos de petrleo.(Ali et al, 1999)

Efectos Electrocinticos

Como se mencion, el potencial generado durante el flujo de petrleo a travs de los poros del yacimiento o la tubera de produccin puede ayudar en la deposicin de asfltenos por electro-deposicin. El problema de asfltenos ser mayor en las cercanas del pozo dnde la velocidad es ms alta. Para reducir la deposicin por efectos electro-cinticos la velocidad de los fluidos en el yacimiento deben mantenerse a un mnimo.Deben ser evitadas las altas cadas de presin como consecuencia de altas velocidades de los fluidos en la formacin y los pozos. Para crudos asfaltnicos, el pozo debe limpiarse adecuadamente despus de perodos cerrados o trabajos de reacondicionamiento. La tasa de flujo debe ser pequea durante las etapas iniciales de produccin y la apertura excesiva de los estranguladores en la superficie debe ser evitada ya que promueve la floculacin y deposicin de asfltenos (Kokal y Sayegh, 1995).

Viscosidad del Petrleo

Esta es afectada tanto por la presin como por la temperatura. Una disminucin en la presin al igual que un aumento en la temperatura causa una disminucin en la viscosidad.Adems, se tiene que en crudos pesados en comparacin con los medianos y livianos, la alta viscosidad impide la formacin de depsitos, por ser menos probable la agrupacin de los flculos, la cual es atribuida a la alta resistencia molecular que debe ser vencida, siendo ms probable la deposicin de asfltenos en crudos medianos y livianos. (Boer, 1992)

2.3 Precipitacin de Asfltenos

La precipitacin de asfltenos se refiere al fenmeno mediante el cual un crudo, bajo ciertas condiciones de presin, temperatura, composicin y rgimen de flujo, se separa en una o dos fases fluidas de grandes proporciones (gas y/o lquido) y en una fase insoluble, de menor tamao, constituida principalmente por los asfltenos.Con base en la numerosa informacin experimental se ha propuesto que el fenmeno de precipitacin de asfltenos puede ser descrito como un proceso en varias etapas que van desde la asociacin de asfltenos para formar pequeos agregados o pseudo-micelas, pasando por el crecimiento de stos para conducir a agregados ms grandes, los cuales, en condiciones favorables, crecen lo suficiente como para precipitar

2.4 Agregacin y depositacin de Asfltenos

Se presume que los asfltenos, considerados como la fraccin pesada del crudo, se encuentran en suspensin coloidal en el petrleo, debido a que la superficie de las partculas asfaltnicas, dispersas en una fase continua como es el aceite, se encuentra totalmente rodeada de resinas en forma micelar. Tales asfltenos se difunden en el crudo siguiendo un movimiento aleatorio conocido como movimiento Browniano. Las resinas son las responsables de mantener separados a los asfltenos manteniendo al sistema en estabilidad, debido a que la fuerza de repulsin electrosttica es mayor que la fuerza de atraccin de van der Waals. Sin embargo, si a este sistema en estabilidad coloidal se le inyecta un solvente ionizador (como n-pentano, tolueno, etc.) o existe alguna perturbacin fsico-qumica ocasionada en el campo petrolfero (como las que suceden en la produccin de pozos), se provoca que la concentracin de molculas de resina cambie, ya que algunas resinas abandonan la micela, alterando la estabilidad de las partculas asfaltnicas suspendidas en el aceite y causando la debilitacin de las fuerzas repulsivas, provocando una interaccin mutua entre asfltenos. Por lo tanto, cuando dos partculas de asfalteno con movimiento Browniano presentan contacto en reas libres de resina, quedan pegadas, formando un cmulo asfaltnico de dos partculas que se difundir en el sistema, con la probabilidad de quedar pegado a otras partculas individuales o a otros agregados asfaltnicos de tamao variable que se encuentren en el aceite A este fenmeno se le conoce como agregacin. En otras palabras, la agregacin es el proceso en el que las partculas individuales o cmulos de partculas se adhieren a otras partculas de asfltenos o cmulos, haciendo que los agregados crezcan.

Conforme el proceso de agregacin transcurre en el tiempo, el nmero de partculas individuales y cmulos asfaltnicos disminuye, debido a que se juntan para formar agregados ms grandes y pesados. Adems, elementos externos, tales como la gravedad, adsorcin, etc., ocasionan que las partculas y agregados asfaltnicos tiendan a precipitarse hacia al fondo y a pegarse a las paredes de las tuberas. A este fenmeno se le conoce como deposicin orgnica.

Los parmetros que gobiernan la agregacin de asfltenos son la composicin del petrleo, la temperatura y la presin en la que se encuentra el crudo. La alteracin de alguno de estos parmetros provocar la inestabilidad del sistema, que se traducir en agregacin de asfltenos y dar lugar a la formacin de un material insoluble en el crudo lquido.

2.5 Determinacin del Contenido de Asfltenos en el Petrleo Crudo

Dado que el contenido de asfltenos constituye un factor importante en la determinacin de los trayectos de procesamiento y refinacin de un crudo, se ha desarrollado un mtodo de laboratorio conveniente para cuantificar la fraccin de asfltenos. Esta tcnica separa el petrleo muerto, o petrleo que ha perdido sus componentes gaseosos, en saturados, aromticos, resinas y asfltenos (SARA), dependiendo de su solubilidad y polaridad

2.5.1 Diagnostico del Tipo de Dao

El camino ms directo para determinar si un pozo est experimentando un problema de depositacin de asfltenos es recuperar y analizar una muestra del pozo. Observando en el campo la apariencia de la muestra y realizando pruebas de solubilidad para distinguir los asfltenos de las parafinas y de las incrustaciones inorgnicas. La presencia o depositacin de asfltenos y parafinas pueden tambin ser identificados.

Una forma de hacerlo en campo o laboratorio es la siguiente:Observe de manera visual la muestra. Un asfalteno es un slido negro. Aunque las parafinas tienen un color oscuro, su apariencia es ms cerosa y los asfltenos tienden a ser ms como carbn o alquitrn.Caliente lentamente una parte de la muestra. Las parafinas se derretirn, pero los asfltenos y las incrustaciones inorgnicas no.Mezcle una parte de la muestra con xileno. Tanto las parafinas y los asfltenos se disuelven parcialmente el xileno. Sin embargo, si es aadido pentano, hexano o heptano a la solucin con xileno, los asfltenos precipitarn mientras que las parafinas permanecern en la solucin.

2.6 Problemas ocasionados por la deposicin de Asfltenos

Los problemas asociados a la deposicin de asfltenos ocurren tanto en subsuelo como en superficie, afectando la explotacin efectiva de los yacimientos petrolferos. A continuacin se presentan los problemas tpicos ocasionados por la precipitacin de asfltenos: Taponamiento del yacimiento y en la vecindad del pozo. Taponamiento de la tubera de produccin. Taponamiento de las lneas de flujo y dems equipos de superficie. Deterioro de la calidad del crudo por la formacin de emulsiones estables.

Taponamiento del Yacimiento y en la Vecindad del Pozo

Un problema de gran relevancia es cuando la deposicin de los asfltenos ocurre a nivel del yacimiento y en las cercanas del pozo, debido a que en esta zona curren las mayores cadas de presin en el yacimiento, pudindose alcanzar condiciones por debajo del umbral superior de precipitacin. Debido a que en esta zona el rea de flujo es pequea, la mayor cantidad de flculos se adhiere a la roca o es retenida en las gargantas de los poros ocasionando el taponamiento de la formacin, ya que slo una pequea cantidad de estos es transportada por los fluidos hasta la tubera del pozo.

Taponamiento de Pozo y de la Tubera de Produccin

Quizs el lugar dnde el problema de asfltenos es muy agudo es en el pozo y en la tubera de produccin. Durante la produccin, el crudo sufre cambios de presin y temperatura a medida que fluye desde el yacimiento hasta la superficie.Dependiendo de estas variaciones y de la composicin del mismo, puede suceder que el crudo a condiciones de yacimiento, se separe se separe en dos o tres fases (gas-liquido o gas-liquido-slido), mientras se encuentra fluyendo en la tubera de produccin.En muchos casos el depsito de asfltenos tapona el pozo y resulta en prdidas de produccin. Las prdidas de produccin y la limpieza del pozo por la precipitacin de asfltenos conducen a un incremento de los costos y pueden afectar la economa de un proyecto de recuperacin del petrleo. Taponamiento de Lneas de Flujo y dems Equipos de Superficie

La incidencia del problema de precipitacin de asfltenos no slo se limita al yacimiento, en el pozo y en la tubera de produccin, pero puede ocurrir en las lneas de flujo y en las instalaciones de superficie. Los problemas de precipitacinde asfltenos ocurren principalmente en las estaciones de flujo y en las instalaciones y equipos asociadas a los sistemas de manejo, transporte y compresin del gas.Estudios hechos sobre la deposicin de los asfltenos en los gasoductos, han determinado que la presencia de estos en los sistemas de compresin, transporte y manejo del gas, se debe fundamentalmente al arrastre de lquidos por corrientes de gas en los separadores (lvarez, 2001).

Formacin de Emulsiones Estables

De estudios experimentales se ha concluido que la presencia de material asfaltnico favorece la formacin de emulsiones en la mayor parte de los crudos que lo contienen. A mayor contenido de este material, las emulsiones agua-crudo son mas estables; ya que las sustancias asfaltnicas envuelven a las partculas de Agua (lvarez, 2001).2.7 Remocin de Asfltenos

Los pozos parcial o completamente tapados de los depsitos de asfalteno son limpiados usando varios mtodos.2.7.1 Tratamientos Mecnicos

Los siguientes tratamientos son usados para remover los depsitos de asfltenos de las lneas de flujo y tuberas de produccin. Estos mtodos incluyen raspadores de barra, raspadores de guaya fina, raspadores de lnea de flujo, pistn raspador de libre-flotacin y tuberas de guaya fina.Las ventajas del mtodo mecnico son la buena limpieza, es seguro y un dao mnimo a la formacin (Straub y Autry, 2001). Pero por otro lado, las desventajas son:(a) tratamientos Costosos y restringidos para los equipos de produccin pero no para la formacin productora,(b) la aplicacin es limitada por los equipos involucrados y por el tiempo, y(c) Peligro de pesca de herramientas que pueden perderse en el hoyo.

2.7.2 Tratamientos Qumicos

Los mtodos qumicos son los ms comunes para el tratamiento de asfltenos ya que pueden usarse para tratar las deposiciones en el pozo y/o en las formaciones productoras. Numerosos solventes, aditivos y qumicos comerciales estn disponibles por muchas compaas para disolver los asfltenos depositados. El tratamiento qumico (Allen y Roberts, 1982) se clasifica en tres clases principales:(a) Tratamiento con Solventes: Los solventes (como el tolueno, el xileno y otros solventes como la piridina y bisulfuro de carbono) generalmente se usan para disolver depsitos de asfltenos, pero su uso ha sido limitado debido a su costo, consideraciones de seguridad y otros problemas. (Kokal y Sayegh, 1995).(b) Detergentes de Asfltenos: Los detergentes (Allen y Roberts, 1982) son una clase de agentes surfactantes. Se usan para fracturar los depsitos de asfltenos y tambin les impide re-aglomerarse.(c) Modificadores de cristal: Estos son polmeros usados para alterar el crecimiento del cristal rompiendo los sitios de nucleacin, cristalizacin, o modificando los cristales de parafina. (Bernadiner, 1993).Para todos los tipos de tratamientos qumicos, la seguridad medioambiental y los riesgos de exposicin personal deben ser considerados, ya que produce desventajas adicionales y restricciones para muchos materiales de tratamiento qumico. El procedimiento de limpieza generalmente se disea para satisfacer un pozo en particular. En muchos casos una inyeccin qumica de solvente (para ablandar el depsito) puede ser seguida de una raspadura mecnica.

2.7.3 Tratamientos Trmicos

Esta categora de mtodos de tratamiento incluye: lubricacin caliente, calentadores hoyo abajo de agua o vapor.(a) Lubricacin Caliente: La lubricacin caliente consiste en el proceso de inyectar crudo caliente para remover los depsitos de asfltenos de un pozo. La lubricacin caliente causa daos a la formacin y no es bueno si los depsitos acumulados son grandes (Zekri y Shedid, 2001).(b) Calentadores Hoyo abajo: El calentador hoyo abajo representa una fuente continua de calor que puede usarse para fundir los depsitos de asfltenos o de parafina en el pozo o en la tubera por un perodo de tiempo, despus el material fundido puede ser bombeado a la superficie con la produccin de petrleo. Esta tcnica tiene las siguientes limitaciones: restricciones econmicas, mantenimiento costoso del sistema de calentamiento, y disponibilidad de energa elctrica. (Bernardiner, 1993).2.7.4 Manipulacin de Presin, Temperatura y Tasa de Flujo

Una de las maneras para prevenir o reducir la precipitacin de asfltenos dentro de los pozos es controlar la presin de operacin, la temperatura y/o la tasa de produccin para evitar las condiciones en las que tenga lugar la precipitacin de asfltenos. Un mtodo es usar un aislante de los fluidos en el espacio anular para evitar las prdidas de calor excesivas y mantener las temperaturas de los fluidos.Una disminucin de la relacin gas-petrleo reduce la floculacin. Por consiguiente el mtodo ms simple y menos costoso para controlar el problema de la precipitacin es aumentar el tamao del estrangulador en superficie (disminuir presin) para reducir la relacin de gas-petrleo disuelta (Kokal y Sayegh, 1995).

3. ESCAMAS

3.1 GENERALIDADES

El agua es el ms comn y en muchos aspectos el fluido ms importante conocido por el hombre. Sin embargo, de no ser por el agua sera ms simple producir gas y aceite. Las soluciones acuosas generalmente estn compuestas por especies qumicas llamadas iones, ciertas combinaciones de estos iones son compuestos que tienen muy poca solubilidad en el agua. El agua tiene una capacidad limitada para mantener estos compuestos en solucin, y una vez esta capacidad o solubilidad es excedida, los compuestos precipitan de la solucin como slidos. El agua est siempre en el proceso de disolucin o depositacin de slidos y es la precipitacin de estos solidos disueltos como un duro deposito adherente de mineral inorgnico el cual constituye las escamas. No solo la industria del petrleo padece las escamas. Hace diecinueve siglos los romanos experimentaron escamas de carbonato de calcio en sus acueductos y canales. En reas de agua dura, las escamas pueden crecer en las ollas domsticas y calderas de vapor.Las escamas en campos petrolferos son generalmente carbonatos o sulfatos de metales alcalinotrreos; Calcio, Estroncio y Bario. Sin embargo, sales complejas de hierro como los sulfuros, hidrxidos y carbonatos pueden tambin formar depsitos solidos que ocasionan problemas similares. Las variaciones de la produccin dentro de ambientes con altas presiones y altas temperaturas, incluso la sal comn puede depositar, en grandes cantidades.Las escamas (scale), son incrustaciones que se forman por la precipitacin de minerales, ya sea producto del agua de formacin asociado a cambios en presin y temperatura, o por la mezcla de aguas incompatibles (agua de formacin y

fluidos de inyeccin); acumulndose en la matriz cerca al pozo, en tuberas y equipos de completamiento en fondo, bloqueando los caoneos, empaques de gravas, mallas y poros, obstruyendo el flujo. En la matriz, los cristales se miden en micrones.

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

La Figura 14, muestra una microscopia electrnica de barrido de depsitos de CaCO3 en pozos de petrleo; esta imagen en alta resolucin muestra en 3D, como los cristales de tamao considerable se unen y forman aglomeraciones que adquieren aspecto de una masa estable, que es la que finalmente se deposita. La depositacin de escamas minerales depende de un nmero de variables incluyendo: Grado de sper saturacin de iones en el agua, que generan escamas. Variaciones de temperatura. Grado de agitacin durante la formacin de cristales de escamas. El tamao y nmero de cristales.

Presencia de impurezas. Cambios en el pH de la solucin. Cambios de presin.Comnmente las escamas en el petrleo se forman por una de dos formas. La primera, un cambio en condiciones como la temperatura o la presin, pueden promover escamas de carbonatos que precipitan del agua de formacin; la segunda, que dos aguas incompatibles se mezclen (agua de la formacin con agua de mar) puede promover escamas de sulfatos.Las escamas de hierro (sulfuros cuando la produccin es acida, hidruros cuando la produccin es dulce) frecuentemente corrosin es reflejada en el sistema, con hierro originado de la tubera de trabajo o vasos en el propio sistema. Sin embargo, algunas salmueras de la formacin contienen naturalmente niveles significantes de hierro disuelto en estado frreo reducido, el cual puede ocasionar problemas bajo algunas circunstancias.La formacin de escamas frecuentemente restringe el paso de fluido en las lneas de inyeccin, lneas de flujo y la sarta de produccin, igualmente causan desgaste o taponamiento en las bombas y crea cargas adicionales cuando estas se forman en las varillas de succin. Los tubos de fuego en todo tipo de calentadores, fallan prematuramente cuando la precipitacin de escamas resulta de un sobrecalentamiento. Muchos problemas de produccin son debido a este fenmeno, es por eso que el control de escamas debe ser uno de los objetivos primordiales en una operacin eficiente de manejo de los fluidos de produccin y de inyeccin.En la Figura 15, se esquematiza la restriccin por acumulacin de cristales (cubos blancos) a nivel de poros en la matriz. stos se ubican alrededor de los granos en los espacios porosos, reduciendo el rea de transporte de fluidos (agua/aceite), y

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

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

3.2 Causas de la inestabilidad del Agua

Efecto de mezclado del agua

Mezcla de agua fresca y sal. Cuando una sal es mezclada con agua fresca, la tendencia escamal puede ser incrementada aun si iones escamales adicionales no son suministrados. Esto es debido a la reduccin conjunta en fuerza inica en la mezcla resultante.Mezcla incompatible produce sales. Cuando la cantidad de formacin de agua produce bajas en la cantidad necesitada para reinyeccin, agua adicional de repuesto es necesitada. En la mayora de los casos esta agua contiene conteo

excesivo de iones comparada con el agua de formacin. El resultado de mezclar esas aguas altera el equilibrio de iones escamales y genera escamas.Cambios en la composicin de iones en la escama. Cuando hay ms iones de escamas presentes, existen mayores posibilidades para la formacin de escamas. Cuando la solubilidad de la escama es excedida incrustaciones solidas se forman. La temperatura tiene un efecto en la solubilidad. Causas de la inestabilidad del agua debido a la presin y cambios de temperatura

Asumiendo que no existe fase de gas libre en el yacimiento y que la presin dinmica es mayor que la presin del punto de burbuja del sistema, puede presentarse la formacin de alguna pequea cantidad de carbonato de calcio bajo condiciones de produccin, cuando la presin disminuye debido a que la solubilidad el carbonato puede ser excedida con el cambio de presin, al igual que con todas las escamas tpicas del campo.El mecanismo de formacin de escamas cambia drsticamente tan pronto como la presin del pozo o yacimiento sea menor que la presin del punto de burbuja. En este caso, se presenta la liberacin de gas tanto del petrleo como de la salmuera, teniendo un marcado efecto sobre la formacin del precipitado.El gas liberado contiene algo de CO2 presente anteriormente en los fluidos lquidos, originando que la concentracin de aquel disminuya de estos. Al mismo tiempo, el pH de la salmuera aumenta con la cada de presin a medida que se presenta la liberacin de gas.La cantidad de CO2 que permanece en la salmuera durante el proceso de liberacin depende de numerosos factores tales como la temperatura, presin,

presin parcial de CO2 en el sistema, cantidad total de CO2 en el petrleo y en la salmuera original y su porcentaje en cada uno, adems del WOR, GOR y GWR, generalmente no considerados.A medida que la presin disminuye debido a los procesos de produccin, todas las variables, y por lo tanto las condiciones termodinmicas que afectan la formacin de escamas, cambiaran en todo el sistema (petrleo, salmuera y gas).Tanto la presin y la temperatura, como las respectivas cantidades y composiciones de los tres fluidos, dictaran la cantidad de escamas formadas por unidad de masa o volumen de salmuera fluyendo.De particular inters son las concentraciones de los iones de Ca++ en la salmuera, el pH y la concentracin de iones HCO3- de esta incrementara constantemente generando fuertes cambios en la tendencia a la formacin de la precipitacin del carbonato en diferentes localizaciones del sistema. As, la formacin de la escamas a partir de esta salmuera cambia constantemente como la funcin de la presin parcial de CO2 y otras variables, a medida que la presin y la temperatura disminuyen debido a la produccin.La salmuera producida a partir de un yacimiento en un pozo dado, presenta varias tendencias a la formacin de escamas, principalmente de carbonato de calcio en su va desde el yacimiento hasta superficie. Normalmente, la tendencia tiene un comportamiento desde un mnimo hasta un mximo y luego regresa a un mnimo. Dependiendo de numerosos factores, la mxima tendencia puede presentarse en cualquier lugar dentro del yacimiento o del pozo.

Cambios en el pH

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

La cristalizacin a partir de una solucin es un ejemplo de la formacin de una nueva fase dentro de una mezcla homognea. El fenmeno de incrustaciones es el resultado emergente de interacciones cinticas de una solucin sobresaturada y ocurre en diferentes etapas que se explican a continuacin. Solucin supersaturada

Los iones de la escama estn presentes en la solucin a niveles ms altos que el solvente puede permitir. La solubilidad de las escamas minerales ha sido excedida. Nucleacin

Este primer evento ocurre en un fluido sobresaturado, y consiste en la formacin del cristal. La formacin de ncleos (partcula fina sobre la cual puede llevarse a cabo la formacin espontnea o la precipitacin de una fase solida) a partir de iones de precipitado es un proceso que consume energa porque se crea una estructura organizada con superficies definidas a partir de una distribucin aleatoria de los constituyentes de la solucin. A causa de este requisito de energa es necesario que las soluciones estn sobresaturadas, o que tengan concentraciones superiores a las que predice el equilibrio del precipitado.

La nucleacin se rige bajo la regla de etapas de Ostwald, que establece conexin entre las velocidades de nucleacin de las diferentes morfologas y sus densidades; esto implica que el ms denso, menos soluble, es el ms estable; as la calcita es la forma cristalina del carbonato de calcio ms estable en comparacin con la aragonita.La formacin inicial de precipitado mediante la aglomeracin de iones en un arreglo fijo repetitivo. La primera etapa del proceso de formacin de escamas es la nucleacin, cualquiera de las dos en solucin (nucleacin homognea o nucleacin heterognea).Los substratos tpicos en los campos de petrleo incluyen granos de arena, arcilla y otros minerales, superficies metlicas y cristales de escamas, ellos mismos ms tarde son llamados nucleacin secundaria. La nucleacin es la creacin de una subparticula o grupo de iones que consisten de varios iones de escamas individuales.El tamao de los grupos puede variar pero es generalmente del orden de diez iones. Grupos de iones ms pequeos son termodinmicamente inestables una vez formados, los grupos pueden crecer a lo largo del pozo y los lmites del cristal definido coma ms iones o ms grupos de iones vienen unidos al crecimiento de las superficies del cristal. Una vez el cristal es suficientemente largo, este no puede ser mantenido en suspensin y caer fuera del fluido debido a la gravedad. Muchos cristales estn cayendo fuera de los depsitos de escamas.La nucleacin solo ocurrir una vez la concentracin de los iones de escamas exceda los lmites de solubilidad de las escamas minerales en cuestin con las condiciones fsicas impuestas. El crecimiento de las escamas puede continuar removiendo gradualmente los iones de las escamas de las soluciones, hasta que la concentracin de los iones de escamas cae debajo de la saturacin.

Nucleacin Homognea. Un alto grado de sper saturacin resulta en una precipitacin espontanea de la incrustacin mineral. Nucleacin Heterognea. Un bajo grado de sper saturacin resulta en una precipitacin debido a la presencia de cristales ya formados u otros materiales insolubles.Sitios de nucleacin Incrustacin presente Arena Tubera de superficie Solidos Productos de corrosin

Crecimiento y adherencia de los cristales

Crecimiento. Los cristales se forman por el depsito de los iones constituyentes del precipitado sobre los ncleos. Ocurren adsorciones de iones en la superficie del cristal debido a diversos procesos de deshidratacin y difusin. El crecimiento de los ncleos se forma dando partculas mayores y se realiza principalmente por difusin de la sustancia hacia la superficie, seguida de su deposicin. Los iones empiezan a posicionarse adquiriendo una estructura especfica. Para que se forme la incrustacin, los cristales tienen que aumentar e incluir: Adsorcin de las molculas de incrustacin sobre la superficie de los cristales. Incorporacin de las molculas de incrustacin sobre la estructura de los cristales.

Adherencia. Los cristales se agrupan cuando estn en contacto estable por medio electrosttico o interacciones Van der Waals. El slido inicial formado por precipitacin puede no ser el ms estable para la condiciones de reaccin. Si este es el caso, entonces a lo largo de un periodo la estructura cristalina del precipitado puede cambiar a la de la fase estable.Este cambio puede estar acompaado por precipitacin adicional y en consecuencia, por una reduccin en la concentracin de la solucin porque la fase ms estable casi siempre tiene una solubilidad inferior a la de la fase inicialmente formada. El tamao del cristal aumenta en el precipitado debido a que la solucin todava esta sobresaturada con respecto a ellas, y de esta manera se da la maduracin. La Figura 16 ilustra el proceso de cristalizacin, mencionado con anterioridad.

Figura 16. Cristalizacin

Para que la incrustacin pueda ser depositada, los cristales tienen que pegarse a la superficie. Factores que influencian la adherencia de la incrustacin: Fluidos dinmicos del sistema Tiempo de contacto entre el fluido y la superficie Estructura de la superficie

3.4 Tipos de Escamas

3.4.1 Escamas Orgnicas

En los campos de crudo es comn encontrar depsitos inorgnicos asociados con las aguas de formacin. No obstante existe otro tipo de compuestos igualmente perjudiciales para el sistema de produccin (cara de la formacin, sarta de produccin y facilidades de superficie) conocidos como depsitos o escamas orgnicas. Entre los depsitos orgnicos tenemos las parafinas, los asfltenos y los depsitos biolgicos. La diferencia con las escamas inorgnicas, es que su raz originaria son los compuestos orgnicos de hidrocarburos y/o los microorganismos presentes en los fluidos de produccin. Depsitos de parafinasEs una mezcla de hidrocarburos alifticos, que presentan cadenas lineales y ramificadas. La mayora de los depsitos lo constituyen los alcanos, quienes se caracterizan por la configuracin de sus enlaces, siendo los menos reactivos y resistentes a los ataques de los cidos, xidos y bases. Aunque dichas fuerzas qumicas son ms dbiles comparadas con la que los alquenos y alquinos. Depsitos de asfltenosLos depsitos de asfltenos presentan una estructura completamente diferente de las molculas de hidrocarburos, pues son de base aromtica de estructura amorfa.Se presentan en el crudo en forma de partculas dispersas con naturaleza coloidal, por lo tanto mantienen las propiedades asociadas a suspensiones

coloidales. La parte central de la micela asfaltenica, la constituyen compuestos de alto peso molecular, rodeados por resinas naturales de peso molecular ms bajo e hidrocarburos aromticos. El contenido de asfltenos disminuye al aumentar la gravedad API del hidrocarburo. Pero esto no garantiza disminucin en problemas de precipitacin de asfltenos. Depsitos biolgicosLas algas, hongos y bacterias son organismos vivientes que pueden causar fallas en lneas y equipos. La mayor parte de las algas requieren dixido de carbono y la luz solar para su crecimiento. Estas pueden ser particularmente activas en torres de enfriamiento. El crecimiento de bacterias puede causar serios problemas en las lneas o en la superficie de las rocas de formacin. No obstante el agua de los campos de crudo generalmente no contienen los nutrientes necesarios para producir el crecimiento de dichas bacterias a condiciones normales de yacimiento.Los problemas de hongos en los sistemas de control de agua, son generalmente causados por cambios qumicos en el agua o por adicin de bactericidas dando como resultado la muerte de organismos que se acumulan en la superficie de la roca de formacin o en alguna lnea de flujo, o en cualquier otra tipo de restriccin.3.4.2 Escamas Inorgnicas

Con base en la reaccin al cido clorhdrico (HCL), las escamas se pueden dividir en solubles e insolubles en acido; de la mayora de las escamas formadas por el agua, solamente unas pocas son causantes de serios problemas en los campos de petrleo.

De las muchas escamas formadas por el agua y el crudo solo un pequeo grupo son comnmente encontradas en las salmueras de los campos petrolferos. En la tabla siguiente se muestran los tipos de escamas inorgnicas ms frecuentes en los campos de crudo, tambin se muestran las variables primarias que afectan su solubilidad.Tabla 1. Tipos de escamas inorgnicas ms comunes y principales variables que afectan su solubilidad.NOMBREFORMULA QUIMICAVARIABLES

CARBONATO DE CALCIOCaCO3Presin parcial del CO2, temperatura, total sales y solidos disueltos, pH

SULFATO DE CALCIO YESO SEMI-HIDRATADA DESHIDRATADACaSO4CaSO42H20CaSO4H2OTemperatura,total sales disueltas,presin

SULFATO DE BARIOBaSO4Temperatura, presin

SULFATO DE ESTRONCIOSrSO4Total sales disueltas, temperatura, presin

COMPUESTOS DE HIERRO CARBONATO FERROSO SULFURO FERROSO HIDROXIDO FERROSO HIDROXIDO FERRICO OXIDO FERRICOFeCO3FeSFe(OH)2Fe(OH)3Fe2O3

Corrosin,gases disueltos,pH

Esta es una divisin simplificada, ya que rara vez se da el caso de que se deposite un sulfato de calcio o un carbonato de calcio puros. Generalmente, el depsito de escamas ser una mezcla de uno o ms de los componentes puros orgnicos principales, adems de productos de corrosin, petrleo coagulado, silicatos, parafinas y otras impurezas.Por otro lado, se denominan escamas naturales si su formacin es debida a la produccin de fluidos nativos o inducidas si la causa es la inyeccin de fluidos desde la superficie.Como ya se vio, el agua de formacin presenta una serie de componentes inicos denominados cationes y aniones. Las variaciones en las condiciones termodinmicas, hace que dichos componentes reaccionen y formen compuestos de sales insolubles como son el CaCO3, CaSO4 o cualquier otro tipo de mineral (ver tabla anterior). A continuacin se presentaran las principales generalidades de cada una de esas escamas o incrustaciones y como pueden llegar a afectar las operaciones de campo. Depsitos de Carbonato de calcio

La escama de carbonato de calcio o CaCO3, presenta tres formas de cristalizacin polimorfas diferentes dependiendo de las condiciones de depositacin. Esas estructuras cristalinas son vaterita, aragonita y calcita. Sus principales caractersticas son:

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

Aragonita: es una especia mineral ortorrmbica del carbonato de calcio. Puede presentar una coloracin amarilla, gris o blanca, dependiendo del ambiente de depositacin. Posee una estructura polimrfica diferente a la vaterita y la calcita. Calcita: es uno de los minerales ms comunes y estables del carbonato de calcio. Es el constituyente principal de la caliza. Presenta una estructura hexagonal-rombohedral. Es dimorfa con la aragonita (son estructuras cristalinas diferentes con la misma composicin qumica).En este estudio haremos referencia a la calcita, por ser la estructura ms comn y estable del CaCO3, adems las condiciones del yacimiento y el pozo son aptas para su depositacin.El carbonato de calcio o calcita es frecuentemente encontrada en operaciones de campo de crudo. Son cristales grandes finamente divididos con apariencia uniforme. Esta escama puede ser identificable en forma cualitativa usando gotas de cido mineral; la liberacin de un gas inodoro indica su presencia.La depositacin de la escama CaCO3 resulta de la precipitacin de los carbonatos de calcio de acuerdo a la siguiente reaccin:

No obstante es necesario alcanzar algunas condiciones para formar el precipitado, como es el caso de la solubilidad del carbonato de calcio, la cual es dependiente de la presin, la temperatura, la presin parcial del dixido de carbono y de la concentracin de otras sales en solucin presentes en el sistema.

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

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

Efecto de la temperaturaContrario al comportamiento de muchos materiales, el CaCO3 llega a ser menos soluble cuando la temperatura del sistema aumenta. Entre ms caliente este el agua, es ms probable que se formen las costras de CaCO3. Esto es adems la razn para que las costras sean a menudo encontradas en tuberas calientes del equipo de calefaccin.

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

Depsitos de carbonatos de magnesio e hidrxido de magnesio

Otra sustancia depositada por el agua en forma de escama y tapn es el carbonato de magnesio. La solubilidad del carbonato de magnesio es afectada por los mismos factores que influyen en la precipitacin del carbonato de calcio, a excepcin de la presin parcial del CO2.La ecuacin general de descomposicin del bicarbonato de magnesio es la siguiente:

La solubilidad del carbonato de magnesio es cuatro veces ms grande que la solubilidad del carbonato de calcio a las mismas condiciones de depositacin. La mayor parte de las aguas que contienen magnesio por lo general contienen altas concentraciones de iones de calcio, y cualquier cambio en las condiciones de equilibrio del agua, tendera a precipitar el carbonato de calcio antes que el carbonato de magnesio, debido a su menor solubilidad. Esta precipitacin (carbonato de calcio) provoca una disminucin en el contenido del ion de carbonato, por lo tanto es poco probable que precipite el carbonato de magnesio.No obstante, una excepcin puede ocurrir cuando se mezcla un agua en equilibrio con respecto a los iones de magnesio, calcio y carbonato, con otra agua con alto contenido de magnesio. Esta condicin hace posible la precipitacin del carbonato de magnesio antes que el carbonato de calcio.

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

La solubilidad del hidrxido de magnesio disminuye con el incremento de la temperatura, por esta razn las salmueras con iones de carbonato, magnesio y calcio tienden a precipitar el carbonato de calcio hasta temperaturas de 82C, por encima de esta temperatura el hidrxido de magnesio generalmente se depositan en boilers, tratadores y posiblemente en la tubera de produccin que se encuentre a grandes profundidades. Depsitos de sulfato de calcio

Los depsitos de sulfato de calcio encontrados en los campos de petrleo pueden ser clasificados de acuerdo a sus condiciones de depositacin, as: yeso (CaSO4 2H2O), es la forma ms estable a temperaturas hasta de 100F (38C). Por encima de esta temperatura prevalece la anhidrita (CaSO4) y el hemi-drato (CaSO4 H2O), el cual se forma bajo ciertas condiciones ms especficas. Generalmente el yeso es la forma estable a bajas temperaturas, mientras la anhidrita es originada a altas temperaturas.El yeso es otro solido frecuentemente depositado en las salmueras de campos de crudo. Este usualmente precipita directamente sobre la superficie metlica de lneas de flujo, intercambiadores de calor, etc. Los cristales de sulfato de calcio son ms pequeos que los cristales de carbonato de calcio, no obstante son ms duros y densos. Estas escamas no son efervescentes en presencia de un cido, por lo tanto no pueden ser removidas por acidificacin.

Su precipitacin puede ser expresada en forma general por la siguiente reaccin:

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

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

El mximo en la curva del yeso (CaSO4.2H2O) dice que un incremento de la temperatura, podra adems incrementar o decrecer la solubilidad del yeso; dependiendo de qu rango de la curva este considerando. Se puede notar que por encima de 40C, la anhidrita

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

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

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

Efecto de la presinLa solubilidad del sulfato de calcio en agua aumenta con la presin. El efecto del incremento de la presin es fsico, resultando en una reduccin del tamao de la molcula de CaSO4. Aunque un gran aumento de la presin es necesario para un cambio significante del tamao molecular, el efecto de la presin puede ser importante y beneficial en pozos de inyeccin de agua donde la presin es apreciablemente desarrollada.As mismo la solubilidad del sulfato de calcio no sufre ningn tipo de cambio con respecto a la presin parcial del dixido de carbono.Otro factor en particular que favorece la precipitacin del sulfato de calcio, es la evaporacin, porque se logra remover algo de agua y de esta forma se incrementa la concentracin de las sales y como resultado se excede el producto de solubilidad.No obstante el factor ms influyente en la precipitacin del sulfato de calcio es la mezcla de aguas incompatibles. Cuando dos aguas qumicamente estables son puestas en contacto, se produce una nueva mezcla qumicamente inestable, donde se ha variado la concentracin de los componentes y el producto de solubilidad es excedido, resultando la precipitacin del sulfato de calcio. Este problema es muy comn en las operaciones de reinyeccin de aguas.

Depsitos de Sulfato de Bario

Es una de las sustancias ms insolubles depositadas por el agua y a su vez ms difcil de remover. La siguiente tabla hace una comparacin de las solubilidades de las tres escamas ms comunes.Tabla 2. Solubilidades comparativas de algunos depsitos ms comunes en agua destilada a 77 F (25 C).ESCAMASOLUBILIDAD (mg/L)

Yeso2080,0

CaCO353,0

BaSO42,3

Se forma por la reaccin entre los iones sulfato y bario como muestra la siguiente ecuacin:

La solubilidad de esta sustancia es mucho menor que la solubilidad del carbonato de calcio. Su solubilidad es tan baja que los mtodos cuantitativos de anlisis tanto para el bario como para el sulfato estn basados en la precipitacin de este compuesto.La solubilidad del sulfato de bario incrementa con la temperatura al igual que con la concentracin de sales ajenas. A medida que aumenta la temperatura, sube paulatinamente su solubilidad hasta un valor aproximado de 130 C. Luego de este valor lmite de temperatura, es bastante alto comparado con los encontrados normalmente en los campos de crudo.

Depsitos de sulfato de estroncio

El estroncio es uno de los metales tierra alcalina que forma un componente insoluble muy escaso al unirse con el sulfato. Por esta razn la escama de sulfato de estroncio no ha recibido tantas atenciones como los compuestos mencionados con anterioridad (carbonato de calcio, sulfato de calcio y sulfato de bario). A pesar de esto no deja de causar complicaciones en algunas reas especiales, donde encuentra las condiciones ptimas para su precipitacin.La solubilidad del sulfato de estroncio es menor que la solubilidad del sulfato de calcio pero mayor que la del sulfato de bario. Es considerablemente ms soluble que el sulfato de bario, con una solubilidad de 129 mg/L en agua destilada a 77 F (25C). Su precipitacin resulta de la siguiente reaccin:

Depsitos de hierro

La qumica de los compuestos de hierro es mucho ms compleja que las discutidas con anterioridad. Esto es debido a que el hierro existe en dos estados de oxidacin en el agua. Estos dos iones forman compuestos con aniones que poseen diferentes solubilidades.Los depsitos de componentes de hierro pueden provenir de dos fuentes. Una puede ser el agua que contienen los iones de hierro en forma disuelta y otra es la corrosin de hierro o acero en el sistema. Los depsitos formados de cualquiera de estas dos fuentes pueden formar escamas en la superficie del metal o permanecer como suspensiones coloidales.

La formacin de escamas depositadas por el hierro sigue el siguiente proceso en forma general:El carbonato ferroso o siderita (FeCO3), se forma gracias a los iones de hidrogeno liberados durante la formacin de los iones de carbonato y bicarbonato.El sulfuro de hierro (FeS) se forma por la descomposicin del sulfuro de hidrogeno en la presencia de agua.Por otra parte el hidrogeno ferroso (Fe(OH)2) y el hidrogeno frrico (Fe2O3), se forman en la presencia de agua, oxgeno disuelto (O2) y los iones de hidrogeno liberados en el proceso de formacin de carbonato y bicarbonato.Los depsitos de los componentes de hierro pueden resultar tambin de la accin de bacterias como es el caso de la Gallionella Ferrogmea, que es una bacteria aerbica. La cual extrae el hierro ferroso del agua y lo deposita como hidrxido frrico. Esta bacteria la encontramos en aquellas aguas que contienen acido carbnico y pasa a travs de estratos geolgicos con alto contenido de hierro. Depsitos de slice

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

Los diferentes tipos de escama de slice se forman por encima de los 100 C y son encontrados en su totalidad en los boilers debido a la evaporacin constante del agua, provocando la concentracin de sales poco solubles en el agua restante, ocasionando que el producto de solubilidad sea rpidamente excedido y se forme el depsito.Estas escamas de slice poseen solubilidades bajas y tienen una apariencia de porcelana y no reaccionan con el cido a diferencia de los carbonatos.3.5 Prediccin de las Escamas Inorgnicas

Esta etapa es necesaria para determinar la extensin del dao que ya ha ocurrido o se espera va a ocurrir. Para la realizacin de esta etapa, es necesario tener en cuenta un anlisis de todas aquellas condiciones tanto del pasado como del presente y si es posible su comportamiento futuro, con el fin de encontrar las causas originarias de dicha depositacin.En un buen mtodo de prediccin se deben tener en cuenta todas las condiciones termodinmicas, cinticas e hidrodinmicas, al igual que todas aquellas condiciones relacionadas con la adherencia del precipitado a las superficies en contacto.En la actualidad se tiene un conocimiento muy amplio respecto a la adherencia de los compuestos qumicos sobre la superficie metlica, sobre la roca o cualquier otro material en el campo. No obstante los resultados tericos sobre prediccin de escamas, comparados con los prcticos, pueden llegar a ser frustrantes cuando los clculos indican graves problemas de escamamiento en un pozo, basados en sus condiciones termodinmicas y cinticas, pero al realizar los anlisis respectivos en el pozo no se encuentra ningn tipo de depsito o por lo menos no de tanta magnitud como se esperaba.

La causa primordial de estos resultados contradictorios, es que se ha olvidado la tercera condicin involucrada en el proceso, es decir que no se tuvo en cuenta la adherencia del precipitado a la superficie donde este se produce, por consiguiente es arrastrado por el fluido de produccin.El mtodo ms conocido en la prediccin de la formacin de compuestos inorgnicos es el ndice de saturacin (SI). Este es usado como un indicativo de la tendencia de una salmuera a formar escamas y es definido as:

Donde,[Me] = concentracin molar (M) de los cationes bivalentes libres en la solucin.[An] = concentracin molar (M) de los aniones bivalentes libres en la solucin.Ksp = es el producto de solubilidad condicional.(T. P. I) = indica la dependencia de la constante Ksp con la temperatura, la presin y el esfuerzo inico.El valor obtenido de SI puede ser interpretado de la siguiente manera:SI > 0; indica una salmuera sobresaturada, en la cual ocurrir la precipitacin.SI = 0; corresponde a un equilibrio terico, es decir que las velocidades de reaccin de precipitacin y disociacin de compuestos son iguales.SI < 0; indica una salmuera subsaturada, donde no hay posibilidad de precipitacin.

La anterior ecuacin es un indicativo muy acertado en la evaluacin de la severidad de la tendencia de un agua a ser incrustante o corrosiva. Ah se involucran los factores que afectan la severidad de las incrustaciones (presin, temperatura y esfuerzo inico).Los estudios realizados sobre la prediccin de escamas coinciden en decir que los depsitos ms difciles de predecir son los de CaCO3, debido a su alta dependencia con la presin parcial del CO2, convirtindose en un parmetro adicional complicado de analizar. Por otra parte los depsitos de sulfato son los ms fciles de predecir en especial el BaSO4.3.6 Problemas causados por las Escamas

Las escamas no restringen por si misma algn lugar en particular en el campo de petrleo, sin embargo algunas reas son ms difciles y costosas de tratar que otras. Perforacin y Completamiento de Pozos

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

No hay forma de conocer certeramente la qumica del agua de la formacin que ser encontrada, con frecuencia un lodo ms denso que es actualmente requerido ser usado para reducir la oportunidad de retorno (kick backs). Hay as un incremento de riesgo, de invasin y dao de la formacin debido a las escamas como resultado posterior con muy altos factores de dao. En caso extremo las zonas productivas son completamente bloqueadas. Obteniendo muestras de agua representativas tan pronto como sea posible son importantes para asignar las consecuencias de la invasin del filtrado del lodo de perforacin en los futuros pozos del campo.

Inyeccin de Agua

Los problemas pueden elevarse en la plataforma de inyectores nuevos si el agua de inyeccin es intrnsecamente incompatible con el agua de formacin. Por ejemplo, la inyeccin de agua de mar dentro de un acufero rico en iones de Estroncio y Bario podra causar problemas, por suerte eso es frecuente solo en efectos temporales.

Inicialmente la proteccin contra las escamas puede ser deseable, por instantes se emplea un inhibidor de escamas para los primeros das. Tales daos pueden ser ignorados si en el pasado fracturamiento las zonas daadas son prcticas.

Dao en el Yacimiento

Este es un aspecto de la precipitacin de escamas las cuales estn solo ahora siendo seriamente tratadas por los ingenieros de yacimientos. La formacin de las escamas en la regiones cercanas a la cara del pozo productor podra tener un efecto benfico si estas estn limitadas a las zonas productoras de agua, en relacin con esto se reducen los cortes de agua sin embargo los bloques de escamas en las zonas productoras de petrleo podran matar un pozo. Un mejor entendimiento, de las interacciones de los fluidos de yacimiento tales como intercambio de iones, disolucin y precipitacin de minerales y el movimiento de mezcla de aguas con el yacimiento son necesarias antes de cualquier posible prediccin.

El efecto de la produccin de petrleo con la precipitacin de las escamas disminuir el volumen del yacimiento; sin embargo, las consecuencias de las escamas en las regiones cercanas a la cara del pozo podran ser significativas.

Produccin de Agua

Tan pronto como se inicie la produccin del pozo ocurre el riesgo del corte de agua y la formacin de las escamas de carbonatos. La severidad del problema depende obviamente de la qumica del agua pero esto se agrava por las altas drawdowns, cuando las largas cadas de presin incrementan el riesgo de la formacin de escamas de carbonatos a travs de las perforaciones.

Cuando ocurre una brecha con el agua de inyeccin en los pozos de produccin (y potencialmente mucho ms seria) adicionalmente pueden surgir problemas de escamas. Cualquier mezcla de salmueras incompatibles puede causar severos problemas de escamas en cualquier lugar donde esto ocurra (ya sea en los pozos de produccin o en el yacimiento).

La experiencia sugiere que los problemas son observados primero mejor en la tubera de produccin que en la regin cercana al pozo, los tratamientos remediales oportunos reducen la formacin de escamas en el fondo del hueco y luego pueden tambin proteger la formacin cercana.

Operaciones de Produccin

Una