Proyecto de Parafinas y Asfaltenos

UNIVERSIDAD AUTONOMA

DEL CARMEN

Ciudad del Carmen, Campeche, México

DEPENDENCIA ACADEMICA DE CIENCIA QUIMICA

Y PETROLERA

Depósitos de Parafinas y Asfaltenos en los campos petroleros

Química del petróleo

Asesor: Ing. Carlos Anguas Mendoza

Presentado por:

José Guillermo Lira Guzmán

Christian Elihu Narváez Barajas

Magdiel Herrera Ceballos

Cristina del Carmen Palacios Sánchez

Carolin Alejandra Paz López

Sergio Omar Reyes Zapata

Viridiana López Cilia

Dinorah Emiyuki Hernández Ángel

Edrey Hernández Romero

Alma Guadalupe del Carmen Cienfuegos Alejo

1


IndiceResumen............................................................................................................................................4

Introducción.......................................................................................................................................6

Parafinas............................................................................................................................................7

1.1. Composición y Propiedades...................................................................................................7

1.2. Solubilidad...............................................................................................................................8

1.3. Cloud Point..............................................................................................................................9

1.4. Pour point................................................................................................................................9

1.5. Depositación............................................................................................................................9

1.6. Estrategias de remoción........................................................................................................10

1.7. Métodos químicos.................................................................................................................11

1.7.1 Remoción de solventes....................................................................................................11

1.7.2. Remoción de parafinas por aceite caliente....................................................................11

1.7.3. Remoción con disulfuro de carbono CS2.........................................................................12

1.7.4. Modificadores de los cristales de las parafinas..............................................................13

1.7.5. Dispersantes...................................................................................................................13

1.7.6. Tubería humectada (Water Wet Tubing)........................................................................14

1.8. Métodos térmicos.................................................................................................................15

1.9. Métodos biológicos...............................................................................................................15

1.9.1. Bacterias devoradoras de parafinas...............................................................................15

2. Métodos mecánicos.................................................................................................................16

2.1. Tubería de producción o recubrimiento plástico...............................................................16

2.2. Remoción mecánica..........................................................................................................17

Asfaltenos........................................................................................................................................18

3.1 Composición y propiedades...................................................................................................18

3.2. Solubilidad.............................................................................................................................19

3.2.1 Efectos de la solubilidad por la temperatura y presión en asfáltenos.............................20

3.3. Gases disueltos......................................................................................................................21

3.5. Determinación del contenido de asfáltenos en el petróleo crudo........................................22

3.6. Diagnostico del tipo de daño.................................................................................................22

2


3.7. Predicciones..........................................................................................................................23

3.8. Prevención.............................................................................................................................24

3.9. Remoción con solventes........................................................................................................25

4. Remoción mecánica.................................................................................................................25

5. Prueba de xileno caliente.........................................................................................................26

5.1. Prueba de melt point.............................................................................................................26

5.2. Prueba de solubilidad con pentano.......................................................................................27

Conclusiones....................................................................................................................................28

3


Resumen

Todos los yacimientos petroleros contienen hidrocarburos que están a altas

presiones y temperaturas los cuales han permanecido en un equilibrio estático

durante millones de años y están compuestos principalmente por gases, líquidos y

sólidos disueltos. Teniendo como componentes asociados otros gases como el

sulfhídrico (H2S) y bióxido de carbono (CO2), como líquidos asociados el agua

producida y como sólidos asociados la arena de la formación, sal e incrustaciones

de carbonatos y sulfatos.

El objetivo de producción primaria es explotar estos yacimientos, llevando a

los hidrocarburos hacia la superficie, rompiendo su equilibrio estático por un

equilibrio dinámico variando sus condiciones iniciales de presión y de temperatura

que alteran todos los equilibrios entre sus componentes e iniciando procesos

químicos y/o físicos que conducen a problemas en las instalaciones, los sistemas

de bombeo y de compresión en la superficie, los sistemas de bombeo electro

centrifugo, la optimización de la explotación, los flujos, las tuberías de producción

y de transporte, el medio ambiente y la salud del personal.

Estos procesos se irán dando, algunos desde el inicio de la explotación y

otros conforme pase el tiempo y pondrán en riesgo a los Activos causando altos

costos de operación y mantenimiento de las instalaciones. Por eso es importante

que estos sean identificados a tiempo para su prevención y control. Dentro de los

problemas encontrados durante la explotación de un yacimiento es la precipitación

de las parafinas y/o asfaltenos, que son hidrocarburos presentes en el petróleo

crudo en cantidades significativas y desarrollan altas viscosidades durante su

transporte desde el fondo del pozo hasta la superficie, en las tuberías de

producción, líneas de flujo superficiales, separadores en la batería de producción y

fondos de tanques y/o depósitos en el equipo de producción llegando en algunos

casos que sea imposible de bombearse.

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En los crudos pesados hay más cantidad de asfaltenos que parafinas y en

los crudo ligeros es contrario. Sus estructuras moleculares son diferentes, pero

ambos permanecerán disueltos en las fracciones ligeras contenidas en los

hidrocarburos producidos, siempre que la relación estequiométrica les favorezca

para mantenerlas disueltas, pero si esta relación es insuficiente se iniciara el

proceso de precipitación por afectar su solubilidad en los hidrocarburos líquidos

teniendo como factores para este proceso: La presión, la temperatura, el contacto

con ácidos y gases como el metano (CH4) y el bióxido de carbono (CO2). Los

cuales van a ser explicados a detalle en la presentación de este trabajo.

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Introducción

Los problemas más relevantes en los campos petroleros son causados por

depósitos inorgánicos y orgánicos.

Los depósitos inorgánicos son incrustaciones que representan los mayores

problemas en pozos productores y equipos de producción en las operaciones en

campos petroleros, por el taponamiento de las tuberías y equipos, reduciendo su

flujo y la eficiencia. Las incrustaciones son depósitos de sales inorgánicas de

limitada solubilidad. Estos normalmente se forman por un cambio en la

temperatura o descomposición iónica. Estos pueden ser sulfato de bario (BaSO4),

sulfato de estroncio (SrSO4), carbonato de calcio (CaCO3), sulfato de calcio

(CaSO4) y carbonato de fierro (FeCO3).

El daño a la formación puede ser causado por depósitos orgánicos que consisten

de parafinas, asfaltenos y bacterias. El origen de las parafinas y asfaltenos esta

en el petróleo crudo mientras que las bacterias se encuentran en las salmueras

que se utilizan en la inyección de agua para la recuperación secundaria de

algunos campos petroleros.

El daño orgánico es el término usado para describir la perdida de productividad

de un pozo debido a la depositación de parafinas, asfaltenos o bacterias. El daño

a la formación por bacterias es más común en los pozos inyectores de agua. Las

bacterias se desplazan hacia la zona de depósito donde reducen la permeabilidad

debido al bloqueo en las rutas del flujo.

La depositación de parafinas y asfaltenos causan daños principalmente en los

pozos productores como resultado en los cambios de temperatura y presión.

Aunque las parafinas y asfaltenos pueden coprecipitar, el mecanismo de

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

diferentes.

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Parafinas

1.1. Composición y Propiedades

Las parafinas están compuestas principalmente de largas cadenas de

hidrocarburos con algunas ramificaciones.

La longitud de la cadena de carbono esta en el rango de C18 < C ≤ C60.

La mayoría de las parafinas poseen un melting point en el rango de 80 a 200 °F.

Comúnmente las parafinas tienen la apariencia de las ceras y una gama de

colores desde blanco hasta café oscuro. La cantidad y el tipo de material

parafínico en el petróleo crudo pueden ser determinado mediante la cromatografía

de gas/liquido (GLC) o con la extracción con solventes. A menudo un indicador

cualitativo de las parafinas totales contenidas es la medición del por ciento en

peso de los solidos que precipitan, cuando son extraídos del petróleo.

7


1.2. Solubilidad

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

Como se muestra en la figura, aumentando la temperatura se incrementa la

solubilidad de las parafinas en el petróleo crudo. Aunque el cambio de temperatura

en el yacimiento no es común que ocurra durante la producción, el crudo se irá

enfriando en la tubería de producción en su recorrido hacia la superficie. La

inyección de fluidos fríos durante la remoción de materiales parafínicos o un

tratamiento de estimulación, también disminuirá la temperatura del crudo.

Cuando el crudo es calentado en el fondo del pozo a una temperatura

superior, las parafinas podrán descomponerse antes de que se desintegre,

aunque la temperatura tiene influencia en la solubilidad, la presión también es un

factor importante.

Para muchos petróleos crudos, la solubilidad de las parafinas es máxima

cuando llega a la presión del punto de burbuja. Debajo del punto de burbuja, se

produce un decremento en la solubilidad de las parafinas, debido a la evolución de

las fracciones ligeras que ayudan a disolver a las parafinas. Arriba de la presión de

burbujeo, las mayores densidades en la cadena molecular del hidrocarburo y las

fuerzas de atracción, causaran la precipitación de las parafinas.

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PB

Presión

Solubilidad

Temperatura

Solubilidad


1.3. Cloud Point

El cloud point es la temperatura a la cual las parafinas empiezan a precipitar

en el crudo. Esta temperatura es identificada por un cambio en la turbidez

(clouding) como la temperatura está bajando. El cloud point es una función del

peso molecular de los hidrocarburos (making off) elevándose por los componentes

parafínicos en el petróleo crudo (mezcla de hidrocarburo). A mayores pesos

moleculares se eleva el cloud point y hace que las parafinas se depositen más

fácilmente. ASTM D-97-57.

1.4. Pour point

El pour point es la temperatura más baja expresada en incrementos de 5°F en

la cual se observa que el líquido fluye cuando es enfriado.

El termino pour point indica que la viscosidad es lo suficientemente baja

para que el petróleo crudo fluya. ASTM D-97-66.

1.5. Depositación

La depositación de parafinas es un ejemplo del equilibrio de fases

fluido/sólido y pueden ser explicadas en términos de la termodinámica de una

solución. Estudios muestran que una solución sobresaturada con respecto a las

parafinas, no siempre estas se depositaran como nosotros esperamos. La

cantidad y velocidad de depositación es también afectada por otros factores que

incluyen la difusión molecular, la penetración y la difusión browniana.

Los depósitos de parafinas pueden ser localizados en las tuberías de

perforación, espacio anular, tubería de producción y líneas de flujo. Las parafinas

también se depositan en los equipos, pozos, válvulas, martinetes y bombas electro

centrifugas. Esto también nos hace pensar que bajo ciertas condiciones las

parafinas pueden precipitar naturalmente en el reservorio (yacimiento). Sin

9


embargo, hay solo un caso documentado de su precipitación que ocurre durante la

producción normal de un reservorio o yacimiento y es Don Joao Field en Brasil.

Los problemas potenciales de depositación de parafinas son identificados

comparando las temperaturas de cloud point del petróleo crudo del yacimiento y el

pozo. Si la temperatura experimentada por el petróleo crudo durante su

producción es menor que la del cloud point la depositación puede ocurrir.

Sin embargo, este método solo identifica los problemas potenciales de

parafinas. Los efectos de la depositación de parafinas en la productividad de un

pozo dependen de varios factores que incluye el área de la sección transversal

para que fluya, humectabilidad de la superficie y la velocidad de depositación.

En el laboratorio la prueba llamada Cold Finger es usada para evaluar la

efectividad del químico diseñado para prevenir la depositación o determinando la

cantidad depositada de parafinas simulando las condiciones del pozo.

1.6. Estrategias de remoción.

Hay una amplia variedad de tratamientos disponibles para el control y/o remoción

de parafinas. Estos métodos se pueden dividir en cuatro categorías:

Químico

Térmico

Biológico

Mecánico

Algunos de estos métodos son usados para remover depósitos de parafinas,

mientras otros, son solo usados para prevenir e inhibir la depositación de las

parafinas. Muchos de los problemas en la depositación de las parafinas requieren

de una combinación de estos métodos para mantener una producción

económicamente rentable y controlar la depositación.

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1.7. Métodos químicos.

1.7.1 Remoción de solventes.

Las parafinas son muy solubles en solventes orgánicos, estos pueden ser

removidos con diesel, xileno y tolueno. Si las parafinas son depositadas en el

yacimiento, un tratamiento de volumen en un rango de 50 a 100 gal/ft de intervalo

requerido a penetrar. Si las parafinas son depositadas en la tubería de producción

se recomienda lo siguiente:

1. Utilice un solvente estimando que su volumen sea cinco veces la cantidad

de las parafinas depositadas.

2. Inyecte el tratamiento con solvente hasta el depósito de las parafinas y

permita que el solvente limpie la zona de 3 a 24 horas. Si la tubería de

perforación esta llena con salmuera, el solvente y solo una pequeña

cantidad del solvente estará en contacto con las parafinas depositadas.

Evite que este solvente entre en contacto con el yacimiento.

3. Una vez realizado el tratamiento regrese el pozo a producir.

1.7.2. Remoción de parafinas por aceite caliente.

Las parafinas son a menudo removidas de las tuberías por la circulación de aceite

caliente a una temperatura de 150 a 300 °F en una relación de 2 a 3 veces el

volumen del solvente con respecto al volumen de las parafinas depositadas. Este

tratamiento utiliza una combinación del método químico (disolución ) y del térmico

(melting).

En este proceso, el aceite es calentado y bombeado en la tubería. La cantidad de

calentamiento y la velocidad de bombeo son ajustadas hasta que la temperatura

del aceite sea suficiente para removerse, teniendo en cuenta que existe una

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pérdida de calor hacia la formación. Como el aceite de calentamiento es

bombeado hacia abajo a través de la tubería de producción, causara que las

parafinas depositadas se fusionen o pasen de la fase solida a liquida y así son

llevadas hacia el exterior.

El tratamiento con aceite caliente puede dañar a la formación si las parafinas

disueltas de las tuberías de producción son inyectadas a la formación de manera

accidental. Si el aceite caliente que contiene parafinas disueltas entra a la

formación y se enfría, las parafinas se depositaran en el reservorio.

El daño puede ser evitado o minimizarse por:

1. Usando un aceite de calentamiento que mitigue el problema de

depositación de parafinas.

2. Añadiendo diesel y Xileno o un surfactante al aceite de calentamiento.

3. Realizar pruebas de desempeño en el laboratorio para determinar la

temperatura optima del aceite de calentamiento, en la cual se disuelven las

parafinas sin que se volatilicen las fracciones ligeras, las cuales

incrementan su solubilidad.

1.7.3. Remoción con disulfuro de carbono CS2.

Las parafinas son muy solubles en disulfuros de carbono. Sin embargo, por su

toxicidad, inflamabilidad y su olor este solvente no es muy común usarlo para la

remoción de las parafinas. A pesar de estas propiedades fisicoquímicas

indeseables, en Ferrier Cardium Formation en Canadá ha sido usado el CS2 para

remover las parafinas remanentes después de un tratamiento con aceite caliente.

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1.7.4. Modificadores de los cristales de las parafinas

Los modificadores de cristales de parafinas son polímeros que inhiben o alteran el

crecimiento de los cristales de las parafinas y retarda su depositación.

Los modificadores de cristales no disolverán o dispersaran las parafinas que ya

han sido depositadas. Sin embargo, antes de hacer un tratamiento a un pozo, los

depósitos de parafinas existentes deberán ser removidos. Estos químicos trabajan

mejor con petróleos crudos libres de agua o con cantidades mínimas de agua.

Estos químicos son muy selectivos con respecto a la composición del petróleo

crudo, requiriendo pruebas de laboratorio para identificar al mejor inhibidor y su

concentración para el pozo del que se trate. Estos modificadores de cristales

pueden ser aplicados por un tratamiento squeeze o por inyección continua del

químico en la corriente del problema.

1.7.5. Dispersantes.

Los dispersantes de parafinas son agente surfactantes activos que trabajan en

presencia de agua, que humecta a las parafinas cuando estas precipitan. Desde

que las parafinas son parcialmente humectadas por el agua, estas no son

propensas para seguir creciendo. La acción del dispersante son algunas veces

mejorados por el uso de agua caliente. Los dispersantes son comúnmente usados

del 10% al 20% en agua fresca.

Los dispersantes son relativamente baratos comparados con otros tratamientos

químicos. Aunque los dispersantes no disuelven las parafinas, en algunos casos

estos químicos pueden asistir removiendo por penetración fragmentándolos y

dispersando las parafinas, las cuales son acarreadas o llevadas hacia el exterior

del pozo por medio de los fluidos conocidos. Los procedimientos son similares a

los usados a los tratamientos con solventes. Cuando son usados para el

tratamiento de parafinas, los dispersantes son aplicados en el tratamiento Batch o

Lotes. Cuando son usados para inhibir parafinas, la solución de dispersantes

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puede ser aplicada por un tratamiento squeeze o por inyección continua, similar a

los modificadores de cristales de parafina.

En el laboratorio una prueba llamada Flask test es usada para evaluar la

efectividad de los dispersantes. Una cantidad pesada de parafinas es vertida en

una probeta que contiene un dispersante químico disuelto en agua. La muestra es

agitada hasta que las parafinas empiezan a romperse y dispersarse. Varios

dispersantes son evaluados y aquel que nos de un rompimiento y dispersión

óptimos de las parafinas, será considerado como la primera opción para el

tratamiento.

1.7.6. Tubería humectada (Water Wet Tubing).

Actualmente ha sido desarrollado un tratamiento de las parafinas en la cual un

químico altamente reactivo es usado para crear un agua pesada en la superficie

del metal en un pozo. Este tratamiento inhibe la depositación de las parafinas, o

sea, no son propensas a acumularse en la superficie humectada con el agua. Las

oportunidades para que el tratamiento sea exitoso son mayores si el agua que

produce el pozo sea menos del 10% protegiendo o blindando las tuberías después

del tratamiento con este tipo de agua.

Este tratamiento ha tenido éxito en algunos campos petroleros que utilizaban

frecuentemente los tratamientos con aceites calientes para mantener la

productividad de los pozos.

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1.8. Métodos térmicos

Cambiando las condiciones de producción se puede alterar las temperaturas del

pozo y reducir la depositación de parafinas.

Las opciones posibles incluyen:

1. Incrementando la velocidad de producción para elevar la temperatura del

pozo.

2. Incrementando la presión a la que fluye el pozo para bajar la cantidad de

hidrocarburos de bajo peso molecular que emigran del petróleo crudo. Sin

embargo cualquier cambio en la velocidad de producción deberá de ser

justificado económicamente dando la velocidad del flujo y sus efectos en

las instalaciones superficiales de producción.

3. El calor puede ser suministrado al sistema por la instalación de un

calentador en el fondo del pozo o usando un voltaje bajo para calentar la

tubería en la superficie donde esta el punto de depositación de las

parafinas. Este método puede ser usado tanto para remover las parafinas

existentes como para prevenir la depositación de las parafinas.

1.9. Métodos biológicos

1.9.1. Bacterias devoradoras de parafinas.

Las bacterias devoradoras de parafinas han sido usadas en campos petroleros

seleccionados para el control de los depósitos de las parafinas. Estas bacterias

están en la naturaleza y son principalmente anaeróbicas, o sea que no requieren

de oxígeno para vivir.

Las bacterias son suministradas como un polvo seco y aproximadamente una libra

es depositada en el espacio anular con un biocatalizador y un nutriente inorgánico.

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El tratamiento se desplaza en el fondo del pozo como una salmuera. Este

tratamiento para el control de las parafinas tiene algunas limitaciones siendo estas

las siguientes:

1. Se requiere de un exceso de agua por lo menos 1% para que las bacterias

vivan.

2. La temperatura del fondo del pozo debe ser menor a 180°F

3. El sulfuro de hidrogeno puede inhibir la actividad bacteriana.

4. Otros químicos tales como inhibidores de incrustación, inhibidores de

corrosión y rompedores de emulsión pueden interferir con la actividad

bacteriana.

5. Antes del tratamiento del pozo con las bacterias, las parafinas existentes

deberán ser removidas.

2. Métodos mecánicos

2.1. Tubería de producción o recubrimiento plástico.

La depositación de las parafinas puede ser inhibida por un recubrimiento plástico

en el interior de la tubería de producción. Por ejemplo, Exxon Company instaló

2000 pies de una tubería de acero de 1 ¼ pulgada de diámetro en un pozo

productor de gas combustible que anteriormente requería mensualmente un

trabajo de limpieza con el equipo Wireline para asegurarse que 1400 pies de la

tubería de este pozo esté libre de las parafinas. Después de la instalación de

recubrimiento plástico en la tubería de producción, el pozo estuvo libre de

parafinas por más de un año. Sin embargo, este recubrimiento plástico no es

normalmente usado en una tubería de producción debido a que es dañado durante

las operaciones del pozo con las herramientas loggin y de wireline, así como los

trabajos de calentamiento de tuberías.

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2.2. Remoción mecánica.

Los depósitos de parafinas pueden ser removidos por técnicas mecánicas. Hay

una amplia variedad de scrapers (raspadores) que remueven los depósitos por la

acción de cortes. Y son utilizados principalmente por la herramienta Wireline o

línea de acero para la tubería de producción. La periodicidad en el raspado

mecánico de las parafinas deberá ser económica y dependerá del diseño del

pozo, la presión y la velocidad del flujo en el pozo.

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Asfaltenos

3.1 Composición y propiedades

Muy frecuentemente las parafinas y asfaltenos están presentes en los crudos, las

propiedades de estos dos materiales orgánicos son erróneamente consideradas

como similares. Mientras que las parafinas son cadenas largas y abiertas de

hidrocarburos, los asfaltenos son aromáticos de alto peso molecular de aspecto

negro y se desboronan fácilmente cuando estos precipitan.

Estos solidos se descomponen a temperaturas mas elevadas a las del nivel

melting point.

Las partículas de los asfaltenos tienen peso molecular de 10,000 a 100,000 gr-mol

y su densidad es aproximada de 1.2 gr/cm3. La estructura química de los

asfaltenos consiste en anillos aromáticos con oxígeno y nitrógeno en cadenas

heterocíclicas.

Esto permite que los asfaltenos estén presentes en el petróleo crudo como

micelas parcialmente disueltas de partículas coloidales dispersas. Una micela

consiste de un asfalteno de alto peso molecular rodeado por resinas de bajo peso

molecular y de hidrocarburos aromáticos que están dispersos en los asfaltenos.

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Las resinas son polares, moléculas hetero-atómicas con alto porcentaje de

oxígeno. Las moléculas dispersas actúan de alguna manera como un surfactante,

definiendo una interfase entre los asfaltenos y los crudos. Esto nos demuestra que

los asfaltenos llevan intrínsecamente cargas las cuales son consideradas como las

responsables de la estabilidad de las resinas en el asfalteno. Las cargas pueden

ser positivas o negativas dependiendo del origen del petróleo.

3.2. Solubilidad

Los factores que influyen la solubilidad de los asfaltenos en un petróleo crudo son:

1. Temperatura

2. Presión

3. Gases disueltos

4. Contacto con acido

Solubilidad Presión Temperatura Gases Disueltos Ácidos

Parafinas ● ●

Asfáltenos ● ● ● ●

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

La solubilidad de los asfaltenos es menor a bajas temperaturas, similar a la de las

parafinas. Esto puede hacer que los asfaltenos se depositen en la tubería cuando

la temperatura sea tan baja durante la producción. Los efectos de la temperatura y

la solubilidad de los asfaltenos son unos de los pocos y raros acontecimientos en

los que la temperatura cambia abruptamente. La depositación puede ser repentina

y devastadora.

Un pozo en Venezuela en el campo Lagoven, una caída en la temperatura de la

superficie del pozo fluyente pasó de 182 a 176 °F causando el taponamiento

completo entre 13,000 pies de tubería en 2 días.

La solubilidad de los asfaltenos en su punto mínimo es observada en el bubble

point. Arriba de la presión del bubble point la solubilidad de los asfaltenos se

incrementa. Esto es una consecuencia del incremento de la densidad a altas

presiones las cuales estabilizan la dispersión.

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Debajo de la presión del bubble point, la solubilidad se incrementa cuando la

presión es reducida. Los gases disueltos evolucionan o se separan los

hidrocarburos y la fase liquida se enriquece en componentes pesados, los cuales

incrementan la solubilidad de los asfaltenos. Cuando los asfaltenos y las parafinas

se depositan simultáneamente, el efecto de la presión causa un conflicto y hace

difícil la modificación de las condiciones de producción para el control de estos

depósitos.

3.3. Gases disueltos.

Cuando los gases tales como CO2, CH4, disueltos en un hidrocarburo asfalténico,

la solubilidad de los asfaltenos decrece. Si el petróleo crudo está saturado con

asfaltenos, son desplazados por el gas haciendo que se precipiten o depositen.

Este fenómeno es utilizado en la destilación de líquidos pesados del petróleo

crudo en algunas corrientes en las operaciones de refinación. Este puede ser un

problema cuando el CO2 es reinyectado para mantener la presión de un

yacimiento.

3.4. Contacto con ácidos.

Otro problema el cual puede ocurrir durante un tratamiento del yacimiento con

ácidos, es la formación de emulsiones muy viscosas o lodos cuando el ácido se

mezcla con crudos asfalténicos. Cuando las cargas negativas de los asfaltenos se

ponen en contacto con los iones de hidrógeno en el ácido, la carga es neutralizada

causando que los asfaltenos se precipiten.

21


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

Normalmente las fracciones de asfaltenos en los hidrocarburos están definidas

como la parte del petróleo crudo que es insoluble en n-heptano. Sin embargo,

otras recomendaciones prácticas han sido propuestas y son métodos no

estandarizados que han sido adoptados por la industria petrolera. Muchos

laboratorios utilizan otros solventes tales como n-pentano para hacer esta

determinación. Diferentes solventes precipitan diferentes cantidades y tipos de

asfaltenos. Por lo tanto, el contenido de asfaltenos en un petróleo crudo siempre

deberá estar reportado por el tipo de solvente que se utilizó para que esta cantidad

sea determinada.

3.6. Diagnostico del tipo de daño.

El camino más directo para determinar si un pozo está experimentando un

problema de depositación de asfaltenos es recuperar y analizar una muestra del

pozo. Observando en el campo la apariencia de la muestra y realizando pruebas

de solubilidad para distinguir los asfaltenos de las parafinas y de las incrustaciones

inorgánicas. La presencia o depositación de asfaltenos y parafinas pueden

también ser identificados.

Una forma de hacerlo en campo o laboratorio es la siguiente:

Observe de manera visual la muestra. Un asfalteno es un sólido negro.

Aunque las parafinas tienen un color oscuro, su apariencia es más cerosa y

los asfaltenos tienden a ser más como carbón o alquitrán.

Caliente lentamente una parte de la muestra. Las parafinas se derretirán,

pero los asfaltenos y las incrustaciones inorgánicas no.

Mezcle una parte de la muestra con xileno. Tanto las parafinas y los

asfaltenos se disuelven parcialmente el xileno. Sin embargo, si es añadido

pentano, hexano o heptano a la solución con xileno, los asfaltenos

precipitarán mientras que las parafinas permanecerán en la solución.

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3.7. Predicciones.

La manera más cuidadosa para estimar o predecir las condiciones en la cual los

asfaltenos precipitaran es mediante pruebas que se realizan en laboratorios

especializados para medir los efectos de temperatura, presión, relación

agua/aceite y otros parámetros sobre la solubilidad de los asfaltenos. Para que las

predicciones sean válidas, se deberá tomar una muestra bajo las condiciones de

presión y temperatura en el fondo del pozo. Estas pruebas son muy caras y

requieren de un considerable tiempo en el laboratorio.

Sin embargo, utilizando una técnica de extracción con solventes, estos pueden ser

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

resinas contenidas en el crudo (hidrocarburo) son cuantificados, usando un

proceso de extracción térmica y química, con solventes como n-pentano, xileno y

nafta. La experiencia ha demostrado que si la relación de porcentaje en peso de

los asfáltenos con respecto a las resinas en esta prueba es de 1 a 10 o mayores,

los asfaltenos tenderán a depositarse.

23


3.8. Prevención.

Una vez que los asfaltenos son depositados estos son muy difíciles y costosos

para removerse, en la mayoría de los casos es mejor, si es posible, la prevención

de su depositación. El depósito de los asfaltenos hará que haya una pérdida de la

productividad del pozo, debido a los siguientes mecanismos:

1. Restricciones debido a la presencia de los depósitos sólidos de los

asfaltenos.

2. Taponamiento debido a la presencia de lodos o emulsiones después de

mezclarse el petróleo crudo con el ácido debido a un trabajo de

estimulación.

3. Cambio en la humectabilidad de la formación.

Estudios de laboratorio han demostrado que cuando los asfaltenos son

depositados en la formación, la adsorción de su superficie en el petróleo crudo

puede cambiar la roca de humectabilidad de agua a humectabilidad de aceite.

Muchos métodos preventivos involucran cambiar la temperatura y presión del

petróleo crudo durante la producción. La temperatura y la presión del flujo en la

cabeza del pozo, así como la relación gas-aceite puede ser alterado por:

1. Cambiando el tamaño de la tubería.

2. Estimulando el pozo.

3. Aislando el espacio anular.

4. Cambiando el tamaño del estrangulador.

Hay varias técnicas para incrementar la temperatura a la que fluyen los

hidrocarburos en la cabeza del pozo. Si el diámetro de la tubería es reducido, el

tiempo de residencia en el tubo también será reducido, incrementando la

temperatura del flujo en la cabeza del pozo.

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3.9. Remoción con solventes.

Los solventes utilizados para disolver asfaltenos incluyen aceite caliente, diesel,

xileno, nafta y disulfuro de carbono. La adición de un 10% de volumen de un

solvente mutuo como el etilen-glicol-monobutil-eter en xileno y diesel incrementará

la velocidad de disolución para algunos asfaltenos. Los asfaltenos son insolubles

en hidrocarburos parafínicos de bajo peso molecular como el pentano, hexano y

heptano. Un solvente mutuo es miscible tanto en solventes orgánicos como

diesel, xileno y muchos petróleos crudos y en solventes acuosos como las

salmueras. Si un solvente mutuo es añadido a un petróleo crudo con agua a altas

concentraciones, los hidrocarburos y el agua harán una simple fase liquida.

Para remover los asfaltenos de la tubería de producción o de perforación siga

algunas de los procedimientos operacionales para remover las parafinas, si no es

posible bombear hacia el pozo, será necesario introducir los solventes como una

unidad de calentamiento por medio eléctrico.

Cuando se trata de la formación o yacimiento, será necesaria la inyección de 50 a

100 gal/ft de xileno contenido un 10% etilen-glicol-monobutil-eter.

4. Remoción mecánica.

Si el volumen de los asfaltenos es demasiado grande para removerse de manera

económica por un solvente o si la tubería está totalmente tapada por los asfaltenos

depositados y no pueden ponerse en contacto con los solventes, removerlo

mecánicamente o cepillado, esta técnica deberá de ser utilizada. En general, los

depósitos de los asfaltenos son más duros que los de las parafinas, y el uso de las

herramientas de corte de wireline no serían exitosas o eficientes.

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5. Prueba de xileno caliente.

Esta prueba es una técnica cualitativa para determinar si la muestra en su mayoría

componentes orgánicos e inorgánicos.

Procedimiento:

1.-Tome una muestra del depósito que va a probarse y trate de disolverlo con

xileno caliente. Si la muestra se disuelve es orgánica, si la muestra no se disuelve

es inorgánica (incrustaciones, sulfuro de hierro, oxidación, arena, arcilla, etc.)

Precauciones:

El xileno es un líquido flamable. Asegúrese estar alejado del calor, de las chispas

y de la flama abierta. Asegúrese que el laboratorio este cerrado. No respirar los

vapores. Realice esto con una ventilación adecuada.

5.1. Prueba de melt point.

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

Procedimiento:

1.-Ubique una parte de la muestra que contiene las parafinas y los asfaltenos en

un crisol de porcelana y con un mazo triture.

2.-Caliente la muestra con una flama.

3.-Observe el comportamiento de la flama. Las parafinas se funden

paulatinamente y se re-solidificaran con enfriamiento. Los asfaltenos se expanden

con el calentamiento y no se licuan fácilmente y se solidifican con enfriamiento.

Cuando se calientan los asfaltenos se fracturan y explotan.

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5.2. Prueba de solubilidad con pentano.

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

Procedimiento:

1.-Tome una porción de la muestra de parafinas y asfaltenos, y trate de disolverla

con pentano caliente (heptano, keroseno, diesel o gasolina; pueden servir como

sustitutos del pentano caliente). Las parafinas serán suaves y flexibles y se

disolverán en estos solventes. Los asfaltenos serán negro oscuro, duros y

quebradizos y no se disolverán en estos solventes.

Precauciones:

Los solventes utilizados en este procedimiento son flamables, el pentano, el

hexano y la gasolina son extremadamente flamables. Asegúrese estar alejado del

calor, las chispas y de la flama abierta. Asegúrese que el laboratorio este cerrado.

No respire los vapores. Use una ventilación adecuada. Evite el contacto con los

ojos, la piel y la ropa, lave instrumentos y manos. En caso de contacto, lávese los

ojos con agua fresca por unos 15 minutos y llame al médico. Lave la piel con

agua. Lave muy bien su ropa antes de re-usarse.

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Conclusiones

1.- Las parafinas y los asfáltenos tienen estructuras moleculares diferentes. Por lo

tanto sus comportamientos son diferentes.

2.- Cuando estas se depositan de manera simultanea, el punto de burbuja (bubble

point) juega un papel importante para su tratamiento.

3.- Las solubilidades de las parafinas, así como de los asfáltenos son afectadas

proporcionalmente por la temperatura.

4.- Las solubilidades de las parafinas y los asfáltenos son afectadas de manera

inversa por la presión.

5.- Es de vital importancia identificar el sólido que se ha depositado, para

establecer las estrategias de prevención o de remoción.

6.- Es importante que cuando se utilice la simulación de los procesos, esta deberá

de alimentarse en base a datos reales.

7.- Tratar de manera puntual a una depositación de las parafinas o de los

asfáltenos.

8.- Cada pozo se comporta de manera diferente con respecto a otros pozos,

inclusive a los del mismo yacimiento.

9.- En la vida productiva de un pozo, siempre existirá un problema de precipitación

de parafinas o asfáltenos.

10.- Las compañías petroleras de clase mundial, tratan a los problemas de

parafinas y asfáltenos de manera individual.

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Referencias

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petroliferos.Esquemas de fabricacion. Edit. Diaz de Santos. ISE instituto

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Proyecto de Parafinas y Asfaltenos

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