PARAFINAS Y ASFALTENOSPARAFINAS Y ASFALTENOS

GLORIA MILENA GARCIA MANTILLAGLORIA MILENA GARCIA MANTILLA

LULIO MARTINEZ LUNALULIO MARTINEZ LUNA

Profesor : Profesor :

Ing. LUIS ALBERTO GONZALEZIng. LUIS ALBERTO GONZALEZ

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DEUNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE

SANTANDERSANTANDER

MÉTODOS DE PRODUCCIÓN II

PARAFINAS Y ASFALTENOS

GLORIA MILENA GARCIA MANTILLA

Código : 933256

LULIO MARTINEZ LUNA

Código : 923267

Profesor : Ing. LUIS ALBERTO GONZALEZ

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

FACULTAD DE CIENCIAS FISICO-QUIMICAS

ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS

Bucaramanga, Julio de 1999

INTRODUCCION

Las parafinas y los asfaltenos son los constituyentes de muchos

hidrocarburos. Los depósitos de parafinas o asfaltenos en los equipos de

superficie y de fondo del pozo son el mayor problema en las operaciones de

producción. La severidad de la depositación varía ampliamente,

dependiendo de la composición del aceite, la profundidad del pozo,

temperatura de la formación, la presión y los procedimientos de

producción. Algún depósito orgánico asociado con la producción de aceite

está frecuentemente llamada parafina o cera.

Mientras los compuestos de la parafina son el principal componente en

estos depósitos, ellos son frecuentemente una mezcla de parafinas y

asfaltenos. Muchos crudos de baja gravedad API poseen a los asfaltenos

como su primer constituyente.

La remoción de las parafinas y los métodos de prevención sólo son

efectivos en un sistema de producción, por lo tanto, no son siempre

aplicables a otros yacimientos.

PARAFINAS Y ASFALTENOSPARAFINAS Y ASFALTENOS

GENERALIDADES

Considerando la depositación de parafinas y asfaltenos como uno de los

más significativos problemas durante el proceso de producción de

hidrocarburos, se encuentra que algunas de las principales causas de que

este fenómeno ocurra son la caída de presión, la temperatura y la

distribución de alcanos y alquenos en el hidrocarburo producido. Los sitios

de depositación más comunes son:

- La cara del pozo

- Las perforaciones

- El equipo de fondo: Bombas, varillas, tubing, casing, etc.

- Choques

- Líneas de flujo

- Separadores

- Equipo de deshidratación y almacenamiento.

Este problema se encuentra en todo tipo de pozos (aceite, gas o

condensados), encontrándose depósitos mas duros desde el fondo hacia la

superficie. Lo primero que se cristaliza son los compuestos de peso

molecular alto, siendo estos depósitos mas difíciles de remover.

Algunos de los métodos prácticos usados en el campo para el control y

tratamiento de los depósitos de parafinas y asfaltenos son mecánicos,

térmicos, químicos. Actualmente, la tecnología apunta a la remoción e

inhibición de los depósitos de parafinas y asfaltenos por medio del

desarrollo de nuevos químicos y también por la técnica de inhibición

magnética.

DEPOSITOS PARAFINICOS – ASFALTENICOS

La variación necesaria de las condiciones del yacimiento, debido a la

producción de petróleo, conlleva a una serie de alteraciones físico-químicas

en el fluido a producir y el medio poroso, las cuales originan una serie de

problemas, algunos en cierta forma controlables, y otros definitivamente no

controlables.

Uno de los más graves problemas en la mayoría de los crudos del mundo

es la formación de depósitos de materiales orgánicos en las cercanías del

pozo, tubería, líneas de superficie, etc., los cuales acarrean problemas de

producción de tipo mecánico y fundamentalmente disminución en la

producción, bien sea por estos daños o por la caída del diferencial de

presión existente entre la presión estática y la presión de flujo, al tener que

ser mayor esta última debido a que existe una zona que ahora está

ejerciendo mayor restricción al flujo. Cualquiera de las dos situaciones

produce esencialmente cuantiosas pérdidas económicas.

i. Depósitos de parafina

Consisten de una mezcla de hidrocarburos alifáticos, es decir, cadenas

lineales y ramificadas, la mayoría del depósito lo constituyen los alcanos los

que, debido a la naturaleza de su enlace, son los menos reactivos, siendo

muy resistentes a ataques de ácidos, bases, óxidos aunque su enlace

químico sea más débil que alquenos y alquinos. Su nombre tradicional,

parafinas, indica una falta de afinidad o reactividad.

Los depósitos de parafinas, varían desde una composición de cera

blanca hasta una totalmente asfáltica. La mayoría de los depósitos cae

entre estos extremos, contienen así mismo cera microcristalina, crudo,

gomas, material asfáltico, arena y agua. El número de carbonos va desde

C18 hasta C60.

Las moléculas de parafina tienen un punto de fusión relativamente

alto, comparado con los hidrocarburos líquidos, ejemplo, el C18 tiene un

punto de fusión de 82°F; el C60 tiene un punto de fusión de 211°F. Las

parafinas se dividen en ceras parafínicas y microcristalinas.

Ceras parafínicas: Constituyen entre el 40% y el 60% de un depósito

parafínico, contienen hasta 50 átomos de carbono. Las ceras parafínicas

sólidas forman cristales en forma de agujas, los que se aglomeran

formando el depósito.

Ceras microcristalinas: Constituyen menos del 10% del depósito, son

moléculas de anillos y cadenas que se colocan en forma arbitraria a lo largo

de la cadena principal. Su estructura cristalina es muy pequeña e irregular.

En presencia de un solvente los cristales están mal formados, tienden a

permanecer dispersos en el fluido con poca tendencia a aglomerarse.

La solubilidad de la cera en el crudo depende de la composición química

del crudo, temperatura y presión principalmente. La parafina precipita en

el crudo a una presión y temperatura de equilibrio definida como punto de

nube. La precipitación ocurre de acuerdo al punto de fusión; la cantidad

precipitada llegará hasta donde las condiciones del cambio de equilibrio del

crudo se hayan llevado.

ii. Depósitos de asfaltenos

Los depósitos de asfaltenos presentan una estructura completamente

diferente de las moléculas de hidrocarburos. Son hidrocarburos base

aromática de estructura amorfa. Se presentan en el crudo en forma de

partículas dispersas con naturaleza coloidal, por tanto presentan las

propiedades asociadas a suspensiones coloidales.

La parte central de la micella asfalténica la constituyen compuestos

de alto peso molecular circundados y peptizados por resinas naturales de

peso molecular más bajo e hidrocarburos aromáticos. El contenido de

asfaltenos generalmente disminuye al aumentar la gravedad API.

El término “material asfáltico” es dado a la combinación de

asfaltenos y resinas. La resina es la fracción de crudo no soluble en etil-

acetato pero soluble en n-heptano y solventes aromáticos a temperatura

ambiente. La clasificación del material asfáltico esta dada por las

propiedades físicas de sus componentes.

Los asfaltenos y resinas son compuestos heterogéneos y constituyen la

fracción más polar del crudo, esta característica polar está dada por la

diferencia de electronegatividades surgida por la unión de átomos de

diferente carga, es decir, atracción electrostática, lo que conduce a

deformaciones en las moléculas, creando una mayor densidad electrónica

localizada entre los núcleos haciendo más covalente el enlace entre ellos lo

que crea enlaces direccionales, que no es más que un acomodo definido de

los átomos en la molécula, la unión sigue la dirección de la zona de máxima

densidad electrónica.

iii. Mecanismos de depositación de parafinas y asfaltenos

Debido a la depositación del material orgánico en la mayoría de los

campos, de ocurrencia en la tubería de producción y líneas de conducción

de crudo primordialmente, se han investigado los mecanismos de

depositación de parafinas y asfaltenos en dichos lugares. Aunque puede

ocurrir depositación de asfaltenos en las cercanías del pozo, el medio

poroso ejerce un mecanismo deposicional diferente al ocurrido de las

perforaciones hacia arriba, por lo tanto la teoría a analizar no se aplicará en

esta región.

El transporte de crudo a través del tubing y líneas de conducción se efectúa

completamente en flujo turbulento, esto en campos productores de crudo

en donde la fase gaseosa es muy poca o no existe.

El flujo consiste de una parte central turbulenta, en esta región la

concentración parafínica, la temperatura y la velocidad son independientes

de la posición radial, en la parte externa existe una capa laminar adyacente

a la superficie metálica, en esta capa laminar existe un gradiente alto de

velocidad ( equivalente a tasas de esfuerzos cortantes) y un gradiente de

temperatura cuyo más bajo valor está en la mencionada superficie. Es esta

región turbulenta es esencialmente uniforme en materiales tanto disueltos

como precipitados.

Se han identificado tres mecanismos que contribuyen al transporte lateral

de material: difusión molecular, difusión browniana y dispersión por

esfuerzos cortantes.

Difusión molecular: En la región de flujo laminar debido al enfriamiento

natural a que está sometido el crudo, existe un gradiente de temperatura a

través de dicha región. Cuando se alcance y baje la temperatura a la cual

los cristales se precipitan, existirán partículas sólidas precipitadas y el

crudo estará en el punto de saturación, esto es, equilibrio entre las fases

sólida y líquida.

El perfil de temperatura cerca de la pared llevará a un gradiente de

concentración de la parafina, entre la que se encuentra disuelta en el

núcleo turbulento y la precipitada, que forma una fase inmóvil en la pared

de la tubería. Esto hace que el material disuelto se difunda desde el centro

hacia la parte externa, la fase inmóvil se forma debido a que la superficie

metálica es rugosa, lo que suministra sitios de nucleación y la parafina

precipitada se incorpora a esta capa. La tasa de transporte de parafina

disuelta hacia la parad de la tubería está dada por la ecuación de difusión

de Fick.

n = * D * dC/dT * dT/dr

donde:

n = flujo másico de moléculas de parafina disueltas hacia la pared, kg/s-m2

= densidad de la parafina sólida, kg/m3

D = coeficiente de difusión de moléculas de parafinas disueltas, m2/s

dC/dT = gradiente de concentración de parafina disuelta con respecto a la

temperatura

dT/dr = gradiente radial de temperatura cercano a la pared.

Difusión browniana: Ahora se considera el transporte lateral de

partículas de parafina precipitadas. Pequeñas partículas de parafina

suspendidas en el crudo son bombardeadas por moléculas de crudo

agitadas térmicamente en forma continua. Esta acción ocasiona pequeños

movimientos al azar de las partículas suspendidas. Al existir un gradiente

de concentración, hay un transporte neto de partículas.

Difusión por esfuerzos cortantes: El movimiento de partículas

pequeñas suspendidas en un fluido en flujo laminar, tiende a seguir la

dirección del fluido que las rodea a una velocidad media. Debido a la

viscosidad del fluido el movimiento de partículas ejerce una fuerza de

arrastre sobre la capa próxima. A grandes concentraciones de partículas,

se producen múltiples colisiones entre ellas, lo que produce un transporte

lateral neto y dispersión de partículas, conocido el mecanismo como

dispersión por esfuerzo de corte. Bajo este mecanismo el depósito en la

pared es menos compacto que en el caso de difusión molecular.

Este mecanismo es importante cuando el contenido de parafina

precipitada sea alto en la región turbulenta. En forma aproximada el

coeficiente de dispersión por esfuerzos cortantes está dado como:

Ds = a2 * * Cw/10

Donde:

a = diámetro de la partícula, cm

Cw = concentración volumétrica de parafina precipitada en la pared,

fracción

= tasa de esfuerzo cortante del crudo en la pared, s-1

Ds = coeficiente de dispersión por esfuerzos cortantes, m2/s.

La depositación total de la parafina es el resultado de la combinación de los

anteriores mecanismos. Se espera que a temperaturas altas el mecanismo

de difusión molecular sea dominante mientras que la dispersión por

esfuerzos cortantes domine a temperaturas y flujo de calor bajo.

TRATAMIENTO PREVENTIVO MEDIANTE COMPUESTOS QUÍMICOS

Para pensar en una posible solución al problema de precipitación de

parafina y asfaltenos, es esencial ante todo, conocer, en la forma más

aproximada, la fracción de cada uno de ellos en un determinado crudo, el

conocimiento de dicha información sirve como base para enfocar la

solución, tratando de particularizar el problema y como tal darle su

adecuado tratamiento. Un error general en estos casos es pensar que un

determinado método de solución tenga aplicación en la mayoría de las

situaciones. Cada yacimiento y aún cada pozo dentro de éste, presentan

variaciones de comportamiento del problema, lo ideal es por lo tanto, darle

un tratamiento particular y no hacerlo extensivo.

El factor que controla la formación de cristales de parafina es la nucleación.

Para que se forme un cristal, un núcleo estable debe existir para que actúe

como un centro de crecimiento en la unión de moléculas de parafina. Antes

de la nucleación existe una continua formación y disociación de enjambres

moleculares. A mayor precipitación de moléculas de parafina en solución,

la concentración llega a ser lo suficientemente grande como para romper el

equilibrio, como resultado hay más enjambres que se forman a los que se

disocian. El cristal crece por la reunión de enjambres moleculares, el

crecimiento es espontáneo una vez esté formado el cristal.

Se han desarrollado una serie de productos químicos con el fin de

controlar, o por lo menos disminuir el crecimiento de los depósitos en

estudio. Los solventes son algunas veces adecuados donde los depósitos

son moderados, evitando la utilización de grandes cantidades de producto

químico. Los mejores solventes tales como hidrocarburos clorinatados,

disulfuro de carbono no son utilizables debido a que son peligrosos y a las

consecuencias que ofrecen en la refinería.

Los solventes aromáticos, agentes humectantes y dispersantes

constituyen la gran mayoría de químicos de parafina. Teóricamente los

agentes humectantes disminuyen la cristalización actuando en forma

similar a un plástico, es decir, recubren las moléculas de parafina cuando

ellas salen de la solución, manteniéndolas en fase líquida, existe también

un tipo de materiales poliméricos que actúa como modificador de cristales

de parafina, que se combinan con las moléculas de parafina dentro del

crudo. Trabajan mejor en crudos con bajo contenido de agua o libre de

ella; sin importar el mecanismo mediante el cual se haya obtenido la

inhibición, se ha visto que los inhibidores naturales son los modificadores

de cristales más efectivos. Las partículas de asfalteno cumplen con este

propósito.

Los asfaltenos son la fracción insoluble en n-heptano. Las resinas se

definen como la fracción de crudo no soluble en etil-acetato pero soluble en

n-heptano, tolueno y benceno a temperatura ambiente. Las resinas tienen

una fuerte tendencia a asociarse con los asfaltenos debido a la similitud en

la naturaleza química. Esta tendencia reduce la agregación de los

asfaltenos, lo que determina en gran medida su solubilidad en el crudo.

Los solventes en parafina; aquellos hidrocarburos parafínicos de bajo

peso molecular tales como pentano, hexano, butano, gasolina y naftas

causan precipitación de asfaltenos. La adición de fluidos de estimulación

como HCl causan la formación de baches ácido-asfaltado que precipitan

causando daño significativo en los pozos cuyo fluido de producción registra

la presencia de asfaltenos.

La precipitación de asfaltenos causada por el ácido es debido a la

naturaleza polar de ellos, las moléculas polares de asfaltenos en presencia

de HCl que presenta enlace covalente con una distribución asimétrica del

para electrónico H - Cl-, lo que induce fuerzas electrostáticas

intermoleculares, estas fuerzas forman películas muy rígidas cuando entran

en contacto ácido-asfaltenos, precipitando y además causando daño al

medio poroso en las cercanías del pozo.

La remoción de estos depósitos de parafina y las películas rígidas es,

en la mayoría de los casos imposible, en algunos casos se debe perforar

nuevamente. Una situación similar se presenta en presencia de CO2, el

cual reduce la solubilidad de los asfaltenos y los precipita. El flujo de crudo

a través del medio poroso crea un potencial de corriente el cual neutraliza

las cargas de las moléculas polarizadas de asfaltenos y las precipita.

El comportamiento seguido por los asfaltenos es característicos de su

naturaleza coloidal, en este estado de la materia, las partículas que la

componen están cargadas eléctricamente, esto es comprobado al colocar

electrodos en una muestra de sol y observar como en uno de los electrodos

se deposita material dependiendo de la naturaleza eléctrica de la carga. La

precipitación de las partículas de un coloide se lleva a cabo en presencia de

un electrolito.

El sistema coloidal posee movimiento browniano, la estabilidad de la

dispersión coloidal es atribuida en parte a dicho movimiento, que tiende a

mantener una distribución uniforme de las partículas a través del coloide,

aunque primordialmente su estabilidad depende en forma rigurosa de la

magnitud de la carga eléctrica sobre las partículas, en el caso de los

asfaltenos se ha comprobado que son partículas de carga negativa,

mediante pruebas de electrodepositación.

La remoción de la mayoría de las sustancias asfálticas de un crudo

mejora el desarrollo de los cristales. La parafina en forma cristalizada de

una solución, forma un conjunto rígido de cristales entrelazados, en

ausencia de asfaltenos. Cuando se presentan los asfaltenos en la solución,

la parafina precipita en forma de partículas discretas las cuales tienen poca

tendencia a adherirse unas a otras, dispersándose en forma más simple,

teóricamente, los naftalenos reducen la agregación de los cristales de

parafina en presencia de los asfaltenos. El inhibidor ataca las partículas de

asfaltenos previniendo que ellos actúen como agentes nucleares de las

parafinas.

Un efecto similar al anterior se logra usando polímeros como

inhibidores de cristal, pero sólo bajo la presencia de sustancias polares

como los asfaltenos. En este caso la modificación de cristales de parafina

se logra al incorporarse las moléculas de polímeros en aquellos, gracias a la

similaridad en las estructuras moleculares de ellos, las moléculas de

parafina se ramifican en las de polietileno. En esta forma no se aglomera.

COMPORTAMIENTO SOLUBILIDAD DE ASFALTENOS Vs PRESIÓN

Debido a que el principal parámetro que gobierna la precipitación de

parafinas y asfaltenos es la solubilidad de dichos componentes en el crudo,

es importante analizar el comportamiento de dicho parámetro bajo la

influencia de la caída de presión, necesaria en la producción de crudo.

Mediante un modelo termodinámico adecuado, Hirschberg y otros

investigadores estudiaron el comportamiento de asfaltenos y resinas

presentes en diversos porcentajes en el crudo, bajo cambios en presión,

temperatura y composición.

La determinación de la solubilidad de los asfaltenos la efectuaron bajo

cambios de presión isotérmicamente. Por encima del punto de burbuja del

crudo, el solvente adicionado al crudo no registró cambio en composición.

Al incrementar la presión, la solubilidad de la fase líquida aumenta

disminuyendo el volumen molar de dicha fase, estos efectos mejoran la

solubilidad de los asfaltenos.

Por debajo del punto de burbuja la compresión del líquido se compensa con

la disolución de gas en el crudo, la solubilidad del líquido se reduce, el

resultado neto de la compresión y disolución de gas es que la cantidad de

asfaltenos que se encuentren solubles en el crudo tienen un valor mínimo

en el punto de burbuja (fig. 1).

Fig. 1 Influencia de la presión sobre la cantidad de asfaltenos

solubles

Punto de

Burbuja

Presión (psi)

Asf

alt

enos

solu

ble

s en f

ase

líq

uid

a%

W

0 1000 2000 3000

La precipitación de asfaltenos está dada en razón directa a la cantidad

soluble de ellos en el punto de burbuja. El comportamiento obtenido en

forma experimental, es el seguido por varios campos en el mundo, en los

cuales una vez la presión cayó por debajo del punto de burbuja, los

problemas de depositación de asfaltenos se redujeron considerablemente o

cesaron.

REMOCIÓN DE LOS DEPÓSITOS DE PARAFINAS Y ASFALTENOS

Los depósitos de estos hidrocarburos varían enormemente de un

yacimiento a otro, y se han observado diferencias en pozos del mismo

yacimiento. Los métodos más comunes para la remoción de parafinas y

asfaltenos de los pozos son:

- Mecánicos

- Solventes

- Calor

- Dispersantes

Métodos mecánicos

Los raspadores (scrapers) y los cortadores (cutters) son muy usados para

remover las parafinas del tubing.

Estas técnicas son relativamente económicas y casi no producen

daños a la formación. Sin embargo, raspando puede causar taponamiento

en la formación si es necesario circular las parafinas raspadas dentro del

tubing y fuera del casing. Si la limpieza es requerida con frecuencia, estos

medios mecánicos van a ser más costosos, especialmente cuando el valor

de las pérdidas de producción es sumado a los costos de limpieza.

Las parafinas pueden ser removidas del tubing de pozos de gas lift

con pistones libres, instalados para mejorar la eficiencia de este tipo de

levantamiento. Muchos scrapers pueden ser anexados a las varillas del

pistón para remover las parafinas cuando es pozo es bombeado.

Los depósitos en las líneas de flujo pueden ser mecánicamente

limpiados con los tapones insolubles colocados a través de la línea. Estos

tampones son hechos de ceras microcristalinas o naftaleno, los cuales se

disuelven en un período de tiempo. Además, estos tapones son

usualmente cauchos duros o esferas plásticas afiladas. Los dosificadores

automáticos son usados para inyectar periódicamente para estas esferas

en las líneas de flujo; los raspadores son atrapados al final de esta línea y

usados nuevamente.

Solventes

El uso de los solventes es relativamente común, pero hay que tener

cuidado en la selección del solvente. Los hidrocarburos clorinatados, tales

como el tetracloruro de carbono son excelentes disolventes de parafinas.

Sin embargo, no son muy usados porque pueden tener un efecto contrario

en el proceso de catálisis en refinería. El disulfuro de carbono ha sido

llamado el solvente universal de parafinas. Desafortunadamente, es muy

costoso, extremadamente inflamable y tóxico. Debe ser manejado sólo por

personas muy competentes en su uso y riesgo.

Snavely ha descrito el uso de ciertos compuestos orgánicos solubles

en agua los cuales se descomponen para formar disulfuro de carbono. Los

compuestos son mezclados con agua e introducidos en el tubing o en el

anular para caer en el fondo del pozo. Estas solouciones acuosas son más

seguras de manipular que el disulfuro de carbono.

Los condensados, el kerosene y el diesel son comúnmente usados

para disolver las parafinas en los pozos, en los cuales los asfaltenos

contenidos en el depósito son muy bajos. Los asfaltenos no son solubles en

hidrocarburos de cadenas largas, tales como el kerosene, el diesel oil y

muchos condensados. Sin embargo, algunos condensados contienen

aromáticos que los habilita para disolver los depósitos asfálticos. Los

aromáticos tales como el tolueno y el xileno son excelentes solventes para

los asfaltenos así como también para los depósitos de parafinas. El poder

del solvente de estos químicos puede ser mejorados 10 veces más por la

adición de una pequeña cantidad de una amina específica, tal como

triamina dietileno. Estos solventes también ayudan a disolver la parafina

que puede ser depositada con los asfaltenos. Un calentamiento moderado

de los solventes ayudarán más fácilmente a remover los depósitos.

La selección de un solvente para alguna aplicación debería ser

basada en la economía en la disolución de un depósito orgánico.

La aplicación del solvente debe ser adaptada a las condiciones del

pozo. Un procedimiento es circular el solvente dentro del anular y

regresarlo a través del tubing. El “soaking” del solvente por un período de

tiempo usualmente disolverá la cantidad máxima de parafina por galón de

solvente.

Si la formación está parcialmente taponada por la cera, el solvente

forzado y el surfactante dentro de la formación y el “soaking” por 24 a 72

horas es muy efectivo.

La concentración severa de parafina en el tubing de los pozos

mecánicos con frecuencia hacen difícil el movimiento de varillas. En estos

momentos el bombeo del solvente en el tubing ablanda las parafinas y así

facilita el movimiento de las varillas. La selección del solvente puede ser

realizado por una simple prueba de campo.

Tratamiento térmico

El aceite caliente es uno de los métodos más populares de remoción de

parafinas. La parafina es a la vez disuelta y derretida por el aceite caliente,

permitiendo que ésta pueda ser circulada desde el pozo hasta el sistema de

producción en superficie. El aceite es calentado a una temperatura más

alta que la de la formación, es bombeado dentro del casing y fuera del

tubing. Cuando el equipo de levantamiento lo permite, o en pozos

fluyendo, puede ser circulado dentro del tubing y fuera del casing.

Hay evidencia de que el calentamiento del aceite puede causar daño

en la permeabilidad si la cera derretida entra en la formación,

particularmente en pozos donde la temperatura del yacimiento es más baja

de 160°F. El daño a la formación puede ocurrir si las cera derretida o las

parafinas saturadas de aceite entran a la formación en donde la

temperatura del yacimiento es más baja que el punto de nube del aceite

caliente o por debajo del punto de fusión de la parafina. La formación

enfriará el aceite caliente, causando las parafinas para ser depositadas en

los poros de la roca.

Los depósitos de parafinas frecuentemente contienen escamas y

finos de la formación que son soltados cuando la parafina es disuelta o

fundida. La productividad del pozo puede ser reducida si estos sólidos son

forzados dentro de las perforaciones o dentro de los poros de la formación

y las fracturas.

El vapor ha sido usado para derretir las parafinas o asfaltenos en las

líneas de flujo, en el tubing, casing, fondo de pozo o en la formación. Este

método debe ser usado cuidadosamente en aplicaciones de fondo de pozo

porque la parafina derretida entra a la formación y puede coagular antes de

que pueda ser producida con el aceite de formación. Si el vapor es

inyectado por un número de días, como en el caso de la estimulación de

vapor “huff and puff”, las grandes cantidades de calor normalmente

prevendrán la reprecipitación de la cera en la formación.

Alguna aplicación de calor para remover las parafinas deben ser realizadas

con cuidado antes que los grandes depósitos se acumulen. La remoción

efectiva de la parafina del tubing (que es casi taponado completamente) es

muy difícil debido a que las parafinas sueltas o parcialmente derretidas

hacen un puente en el tubing. Si los grandes depósitos son acumulados, la

remoción mecánica de alguna de las parafinas puede ser conveniente antes

de la aplicación del calor. El luso del aceite caliente a intervalos regulares

ha demostrado ser efectivo en pozos donde las ratas de concentración de

parafinas son conocidas.

Remoción de ceras con dispersantes

Los dispersantes solubles en agua pueden ser usados para remover los

depósitos de parafinas. El Parasperse de Halliburton, un dispersante

soluble en agua, es usados en concentraciones químicas del 2 al 10%,

dependiendo de la cantidad de parafina a ser removida. La parafina no es

disuelta pero dispersa las partículas de parafina para ser circuladas desde

el pozo. La solución Parasperse es muy efectiva si es calentada a 120°F

antes de tratar al pozo. Debido a que el sistema es del 90-98% agua, esta

solución es relativamente económica y no constituye peligro de fuego. Las

pruebas de laboratorio han indicado que en un galón, la solución

Parasperse es capaz de remover 50 veces más las parafinas que el mejor

solvente del mercado.

INHIBIDORES DE PARAFINAS Y ASFALTENOS

Un tratamiento de inhibición de parafinas está diseñado para prevenir la

formación de depósitos de ésta desde el yacimiento. Se conocen 2 técnicas:

- Inhibición química

- Inhibición magnética

Inhibición Química

Se basa en el uso de químicos, los cuales son seleccionados mediante

pruebas de laboratorio para luego aplicarsen en el pozo limpio o

nuevamente completado.

En algunos casos la inhibición puede no ser económica, el caso mas

común se presenta con crudos de alto contenido parafinico (mayor a 30%).

En tales casos resulta mas económico tratar la remoción periódica de

parafina.

Los inhibidores de parafinas tienen las siguientes características:

- Componentes solubles en el aceite

- Interacción con la parafina en el aceite

- Co-cristalización con la parafina

- Permanece en el aceite mientras este sobre el cloud point o por lo

menos sobre la temperatura crítica de depositación.

- Son llamados también modificadores de cristal.

Los inhibidores son puestos en contacto con el aceite a temperatura

suficientemente elevada a tal punto que las moléculas del inhibidor y de la

parafina salgan juntas de la solución cuando el aceite se enfría. El inhibidor

se incorpora en la estructura de crecimiento del cristal, de lo cual suceden

los siguientes efectos:

- Un gran tamaño y la forma del inhibidor reducen la depositación neta.

- El distorcionamiento de la estructura del cristal permiten una

depositación débil y fácil de remover.

- Reducción del pour-point, la viscosidad y el punto de cedencia.

Métodos de tratamiento:

i. Inyección continua: Los inhibidores son inyectados continuamente

usando bombas para inyección de químicos. En casos donde el

problema se presenta en líneas de flujo, se recomienda hacer la

inyección en cabeza de pozo o en algún punto pertinente de la línea.

Si el problema es en el tubing, líneas de inyección de químico de

pequeño diámetro pueden ser corridas hasta el fondo del pozo.

ii. Tratamientos forzados: Después que los tratamientos de lavado se

han hecho, se empuja un inhibidor (insoluble en el agua) dentro de la

formación mediante una corriente de agua, permaneciendo allí hasta

que se restablece el flujo de crudo.

iii. Tratamiento de fractura: Consiste en el uso de inhibidores en

operaciones de fracturamiento hidráulico, logrando de esta manera

depositar dentro de la formación el inhibidor. Permanece en la arena

hasta cuando halla producción de crudo nuevamente.

iv. Tratamiento de barras: Las barras inhibidoras de parafinas fueron

desarrolladas para resolver problemas de manejo de inhibidores en

climas fríos y para proporcionar una mas lenta liberación del químico.

El flujo de aceite gradualmente disuelve la barra, liberando el

inhibidor, y se ubican según el sitio donde se este presentando el

problema de cristalización.

Inhibición magnética

Es la tecnología mas reciente que se está desarrollando en el área de

control de parafina. Su principio se fundamente en la aplicación del campo

magnético en el flujo de aceite. Una vez pasen las partículas de parafina a

través del campo magnético estas quedaran cargadas negativa o

positivamente, logrando con ello que no ocurra nunca la precipitación y por

tanto no halla depositación.

CONCLUSIONES Y OBSERVACIONES

Beneficios De Un Buen Programa De Tratamiento De Parafinas

Como resultado de una buena selección del método de tratamiento y de un

buen diseño del mismo, se tienen los siguientes beneficios:

i. Mejoramiento de la desemulsificación, ocasionando que las

temperaturas de tratamiento a utilizar sean mas bajas.

ii. Menos sedimento en el fondo de los tanques.

iii. Mejoramiento en el control de corrosión obteniendose superficies

limpias más adecuadas para la formación de películas inhibidoras.

iv. Aumento en la producción y disminución en el costo de

levantamiento.

v. Disminución del tiempo de mantenimiento.

El conjunto medio poroso-fluido constituye un sistema termodinámico,

las condiciones correspondientes a la disminución de temperatura son

diferentes a las de aumento de temperatura en dicho sistema, esto es,

no se tienen las condiciones de partida del sistema, es decir no se ha

cerrado un ciclo, lo que imposibilita hablar de reversibilidad en el

proceso de aglomeración y precipitación de asfaltenos en el medio

poroso.

Debido a que no se tienen las condiciones de partida, al aumentar la

temperatura, los asfaltenos que están precipitados se encuentran

imposibilitados para retomar su anterior estado de solución, lo que hace

que se adhieran al medio poroso, creando obstrucción de los canales de

flujo y en consecuencia disminución en permeabilidad.

Es de esperar que hasta la presión del punto de burbuja la precipitación

aumentará, pasada ésta, el problema disminuirá drásticamente.

Es crucial en pozos con problemas de parafinas y asfaltenos tener una

buena metodología para la solución de éste problema, pues las pérdidas

económicas pueden llegar a ser considerablemente grandes si lo que se

busca es rentabilidad del negocio.

La técnica de inhibición puede ser algo costosa inicialmente, pero como

prevención resulta ser bastante aceptable, ya que la remoción posterior

puede complicarse en diferentes medidas y teniendo en cuenta los

costos de los trabajos de workover. Además, es mejor prevenir que

curar.