depositos organicos e inorganicos

8/19/2019 Depositos Organicos e Inorganicos

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3.1. IDENTIFICA LAS CAUSAS DE GENERACIÓN DE DEPÓSITOSEXISTENTES EN EL YACIMIENTO.

Causas de depósitos orgánicos.

Las especies orgánicas más comunes que causan daño a la formación son las parafinas y losasfáltenos. Las parafinas son hidrocarburos de cadena larga que precipitan de ciertos tipos decrudo cuando baja la temperatura o la composición del crudo cambia por la liberación del gasa medida que declina la presión. Los asfáltenos son compuestos aromáticos y nafténicos dealto peso molecular, que se encuentran en dispersión coloidal en algunos crudos. Este estadocoloidal está estabilizado por la presencia de resinas en el crudo, cuando se reduce de algnmodo el contenido de estas resinas, los asfáltenos pueden agregarse !flocular", formandopart#culas lo suficientemente grandes como para quedar atrapadas en el medio poroso,causando daño a la formación. $ualquier cambio qu#mico en el crudo que reduzca laconcentración de estas resinas puede ocasionar este fenómeno.

La precipitación de productos orgánicos puede ser también natural o inducida. La natural en elcaso de las parafinas está asociada a la disminución de la temperatura del crudo, y se da conmás frecuencia en las tuber#as que en la formación. La precipitación natural de asfáltenos estáasociada a cambios en la composición del crudo por liberación de gas y fracciones ligeras, amedida que la presión declina, si hay una zona de alta ca#da de presión en las cercan#as delpozo% los asfáltenos pueden precipitar en el medio poroso.

La precipitación inducida resulta de la alteración del equilibrio entre el crudo del yacimiento ysus constituyentes paraf#nicos y asfalténicos. Esta alteración puede producirse durantecualquiera de las operaciones que se lle&an a cabo en un pozo. 'iltrados de fluidos de alto p(que in&aden la región del yacimiento cercana al pozo pueden ocasionar la precipitación de

asfáltenos, dependiendo de la naturaleza ácida o básica del crudo y de su polaridad. Lainyección o filtrado de un fluido a temperatura menor que la del yacimiento, durante lasoperaciones de terminación, estimulación o inyección de agua, puede causar precipitación deparafinas al caer la temperatura del crudo por debajo del punto de nube. La adición de fluidosorgánicos ligeros, tales como pentano, he)ano, gasolina, gasoil, nafta y L*+, con baja tensiónsuperficial, puede precipitar asfáltenos.

El contacto de fluidos de estimulación de bajo p( !ácidos", con el crudo, también puedecausar la formación de un precipitado asfalténico, conocido como sludge. Esto se debe a quela molécula de asfalteno, de alto peso molecular, tiene un ncleo con carga neta positi&a, lacual se compensa por una doble capa e)terna, de carga negati&a. $uando esta doble capa

entra en contacto con los protones de una solución ácida, la doble capa colapsa, y laspart#culas de asfalteno se agregan y precipitan.


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La precipitación de asfáltenos también se facilita por la presencia de otros cationes presentesen la solución, tales como hierro y hierro , siendo el primero más acti&o. -or esto, lospreflujos de ($l usados en estimulación, que capturan hierro de las tuber#as del pozo, debenser separados de todo contacto con el crudo del yacimiento.

onde ocurra la precipitación de asfáltenos, las part#culas finas de la formación y losmateriales precipitados de las reacciones del ácido !como el hidró)ido de silicio", adsorben losasfáltenos y se &uel&en parcialmente mojados por petróleo. Los asfáltenos se adsorben sobrearcillas, areniscas, calizas, y cualquier otro material, o sea, sobre cualquier superficiedisponible. /i hay una capa de agua recubriendo esa superficie, retardará la adsorción delasfalteno, pero no las impedirá, y la condición original de las superficies a ser mojadas por agua se perderá, al con&ertirse en parcialmente mojadas por petróleo.

Causas de depósitos inorgánicos.

/e han identificado &arios tipos de incrustaciones inorgánicas0 carbonato de calcio, sulfato decalcio, !yeso y anhidrita", sulfato de bario, carbonato de hierro, sulfuro de hierro, ó)ido férrico ysulfato de estroncio. e todas ellas, la mis frecuente es la de carbonato de calcio.

La reacción de equilibrio entre los iones de calcio y los de bicarbonato es la siguiente0

La tendencia a precipitar del carbonato de calcio depende de la concentración de los iones decalcio y de bicarbonato presentes, y de la presión parcial del $1 2 en los fluidos residentes.

La precipitación puede ser natural o inducida. La natural está asociada con la producción,cuando lo gases disueltos salen de la solución a medida que &a declinando la presión del

yacimiento. $uando el agua de la formación entra en la zona de altas ca#das de presión en lascercan#as del pozo, el anh#drido carbónico escapa de la solución y el equilibrio se desplazahacia la derecha en la ecuación, fa&oreciendo la precipitación de carbonato de calcio. La precipitación inducida puede ocurrir en di&ersas operaciones debido a la mezcla de fluidosincompatibles. -or ejemplo0 cuando iones e)ternos de calcio se introducen a la formacióndurante la perforación, cementación, terminación y reparación del pozo. En este caso, alincrementar la concentración de iones de calcio, el equilibrio de la reacción se desplazatambién hacia la derecha, fa&oreciendo la precipitación. El ion calcio generado durante unaacidificación matricial puede producir este mismo efecto. La mezcla de aguas incompatiblesdurante operaciones de inyección !inyección de agua, inyección continua de &apor. E13",

puede producir precipitación en los pozos productores e inyectores.

En algunos casos se ha detectado la formación de cristales de halita en el medio poroso,debido al nitrato de aguas con alta saturación de *a$l. Esta agua, a condiciones de formaciónalcanza el punto de sobresaturación y precipita sal.


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1tra forma de precipitación inorgánica inducida en el medio poroso ocurre duranteoperaciones de estimulación con mezclas de ($l4(', cuando se permite que esos fluidoshagan contacto con salmueras de potasio, sodio o calcio, que hayan filtrado pre&iamente a laformación. Esto ocasionará la precipitación de fluosilicatos de sodio o potasio, y fluoruro decalcio.

3.2. DESCRIBIR LOS MÉTODOS Y PROCEDIMIENTOS PARADIAGNOSTICAR LAS CAUSAS Y TIPOS DE DEPÓSITOSORGÁNICOS E INORGÁNICOS UTILIZANDO LA INFORMACIÓNEXISTENTE.

Métodos para depósitos orgánicos.

La identificación de las condiciones en las que precipitan los asfaltenos es el primer paso en labsqueda de una solución para un problema potencial asociado con la presencia deasfaltenos. -ara identificar estas condiciones, se lle&an a cabo dos tipos de programase)perimentales de laboratorio con antelación a cualquier plan de desarrollo de campos.nicialmente se toman mediciones de la precipitación para determinar las presiones de iniciode la precipitación de asfaltenos a temperatura constante. ado que la precipitación deasfaltenos no necesariamente conduce a su adhesión o su depositación, es importanteefectuar además mediciones de depositación en condiciones de producción realistas detemperatura, presión, composición y esfuerzo de corte. Las pruebas de depositación ayudan ae&aluar la tendencia de depositación de los asfaltenos inducidos por la presión y a estimar latasa de depositación.

i&ersas técnicas de laboratorio han sido desarrolladas para estudiar la precipitación de losasfaltenos a partir del petróleo crudo &i&o. /e han utilizado métodos tales como laprecipitación gra&imétrica, la resonancia acstica y la filtración para determinar la presión deinicio de precipitación de asfaltenos. 1tras técnicas tales como la dispersión de la luz, lamicroscopia de alta presión y el análisis granulométrico, han sido ampliamente aceptadasdentro de la comunidad que se ocupa del tema del aseguramiento del flujo y se hancon&ertido en estándares industriales para la clasificación de los fluidos de yacimientos encuanto a estabilidad de los asfaltenos, las ceras y los hidratos. $ada técnica mide unapropiedad diferente del fluido a medida que se reduce la presión. La combinación de los

resultados de los di&ersos métodos incrementa la confiabilidad en la cuantificación de laen&ol&ente de precipitación de asfaltenos.


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5étodo gra&imétrico.

En el método gra&imétrico, los asfaltenos precipitan y caen al fondo de una celda -67. En lospasos de presión seleccionados, las muestras del fluido remanente son analizadas mediantela técnica de fraccionamiento /838, y muestran una reducción de la concentración de losasfaltenos. El método pro&ee datos para una gráfica de concentración de asfaltenos enfunción de la presión, con transiciones que corresponden a los l#mites superior e inferior de laen&ol&ente de precipitación de asfaltenos.

La precisión de este método es limitada por la selección de los incrementos de presión y por la precisión de las mediciones de la concentración de asfaltenos. -ara incrementar laprecisión se necesitan inter&alos pequeños entre las mediciones de presión, por lo que ele)perimento puede resultar prolongado y requiere &olmenes grandes de fluido de yacimiento.

8demás, este método puede ser subjeti&o en lo que respecta a la estimación de la iniciaciónde la precipitación de asfaltenos porque el punto de inicio puede perderse si los incrementos

de presión son demasiado largos.

En un ejemplo, el método gra&imétrico detectó la precipitación de asfaltenos en un petróleo de5edio 1riente.Los asfaltenos insolubles en n4pentano y los asfaltenos insolubles en n4heptano, remanentes después de utilizar el método gra&imétrico, fueron precipitados mediantela técnica de fraccionamiento /838 . Las mediciones se obtu&ieron a la temperatura delyacimiento% 99:;$ ;'?.

DETECCIÓN GRAVIMÉTRICA DE LA PRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS EN UN PETRÓLEO DE MEDIO ORIENTE. LA

TÉCNICA DE FRACCIONAMIENTO SARA DETERMINÓ EL CONTENIDO DE ASFALTENOS DEL FLUIDO DEJADODESPUÉS DE LA PRECIPITACIÓN DE LOS ASFALTENOS, UTILIZANDO N-PENTANO (CÍRCULOS AZULES) Y N-HEPTANO (CUADROS ROJOS). AMBOS TIPOS DE ASFALTENOS MOSTRARON LAS MISMAS TENDENCIAS DEPRECIPITACIÓN. LA PRESIÓN DE INICIO DE LA PRECIPITACIÓN DETERMINADA GRAVIMÉTRICAMENTE FUE DE!."# MPA ( $,!%% PSI) PARA LOS DOS TIPOS. EL CONTENIDO DE ASFALTENOS DEL LÍ&UIDO REMANENTESIGUIÓ REDUCIÉNDOSE HASTA &UE LA PRESIÓN ALCANZÓ UN VALOR DE !!.! MPA (',!!# PSI),CORRESPONDIENTE A LA PRESIÓN DE BURBUJEO. LA REDUCCIÓN ADICIONAL DE LA PRESIÓN HIZO &UE LACONCENTRACIÓN DE ASFALTENOS DISUELTOS SE ELEVARA HASTA &UE LA PRESIÓN ALCANZÓ EL LÍMITE


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INFERIOR DE LA ENVOLVENTE DE PRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS ES DECIR '.# MPA ( *$% PSI),DESPUÉS DE LO CUAL EL CONTENIDO DE ASFALTENOS SE ESTABILIZÓ EN SU NIVEL ORIGINAL.

5étodo de resonancia acstica !837".

5ide los cambios producidos en las propiedades acsticas del fluido a medida que los

asfaltenos se separan de la solución. Los sólidos adicionales presentes en la mezclaincrementan la rigidez del sistema. $onforme se reduce la presión, un receptor acsticocolocado en un e)tremo de una celda -67, detecta la resonancia acstica generada por untransductor acstico colocado en el otro e)tremo de la celda. El sistema acstico posee unaprecisión de @49>> psi !>.:A5-a" y requiere solo 9> ml de afluido de yacimiento monofásico.

La técnica 837 es menos lenta que el método gra&imétrico. En cuanto a las des&entajas, cabemencionar que los cambios de resonancia detectados con la técnica 837 no son nicos delproceso de precipitación de asfaltenos% la presencia de otros sólidos y los l#mites de la fase&apor4l#quido podr#an causar cambios similares en las propiedades acsticas. 8demás, latécnica no permite que el fluido se mezcle, dando origen a mediciones de presión de inicio

potencialmente imprecisas, causadas por la distribución heterogénea de los asfaltenos . 8demás, el método no detecta el l#mite inferior de la en&ol&ente de precipitación de asfaltenos.Esto puede deberse al hecho de que la disolución del asfalteno es una transición de fasegradual.La técnica de resonancia acstica fue utilizada para e)aminar la precipitación de asfaltenos enel mismo petróleo de 5edio 1riente. 8l igual que con el método gra&imétrico, se obtu&ieronmediciones a la temperatura de yacimiento de 99:;$. La presión de inicio de la precipitaciónde asfaltenos, obtenida con la técnica 837, coincide con los resultados deri&ados del métodogra&imétrico.

-DETECCIÓN DE LA PRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS UTILIZANDO LA TÉCNICA DE RESONANCIA AC+STICA. LASMEDICIONES OBTENIDAS POR RESONANCIA AC+STICA EN UN PETRÓLEO DE MEDIO ORIENTE, MUESTRAN UNCAMINO BRUSCO EN LA RESPUESTA AC+STICA A UNA PRESIÓN DE !.*!MPA ($!!# PSI), &UECORRESPONDE AL LÍMITE SUPERIOR DE LA ENVOLVENTE DE PRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS. EL CAMBIO


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PRODUCIDO A !!.$MPA ('!*% PSI) ES LA PRESIÓN DE BURBUJEO. ESTOS RESULTADOS COINCIDEN CONLOS OBTENIDOS UTILIZANDO EL MÉTODO GRAVIMÉTRICO EN EL MISMO PETRÓLEO.

5étodo de dispersión de luz.

La técnica de dispersión de la luz !L/7", también conocida como sistema de detección desólidos !//" de B3, utiliza luz cuya longitud de onda se encuentra en el espectro cercanoal infrarrojo !luz cercana al infrarrojo, *3" para e)aminar los fluidos a medida que precipitanlos asfaltenos, ya sea isotérmicamente con la reducción de la presión, o isobáricamente con lareducción de la temperatura. En la configuración de laboratorio para el ser&icio de muestreo yanálisis de fluidos 1ilphase4B3, la celda -67 utilizada para esta técnica es un tubo de &idriotransparente que contiene un mezclador accionado en forma magnética.9C Dna fuente de luzcercana al infrarrojo, colocada sobre uno de los lados de la celda, genera luz con longitudesde onda que oscilan entre C>> y 2,2>> nm y una energ#a de transmitancia espec#fica. $uandolos asfaltenos precipitan, dispersan la luz, reduciendo la energ#a de transmitancia de la luz

detectada por los sensores de fibra ópticos situados al otro lado de la celda. 8l igual que conla técnica de resonancia acstica, las &entajas del método de dispersión de la luz son la&elocidad de las pruebas y el bajo &olumen de fluido de yacimiento monofásico requerido.

Los resultados de la técnica de dispersión de la luz, aplicados a la despresurización isotérmicade un petróleo del +olfo de 5é)ico, muestran una respuesta t#pica. La ca#da de la energ#a dela luz transmitida a :.F= 5-a > lpc? marca la en&ol&ente 8-E superior, y el incremento a2: 5-a lpc? señala la en&ol&ente 8-E inferior. En otro caso, el método se utilize conuna reducción de la temperatura isobárica para detectar la precipitación de asfaltenos en uncrudo de 8mérica del /ur.

$on fines comparati&os, el petróleo del +olfo de 5é)ico fue estudiado mediante e)perimentosde filtración en un laboratorio 1ilphase4B3. En las mediciones de la filtración, la misma celda-67 utilizada en la prueba de dispersión de la luz, se carga con :> mL de fluido de yacimientomonofásico. Dn mezclador magnético agita el contenido de la celda a medida que se despresuriza a temperatura de yacimiento. 8 las presiones seleccionadas, una pequeña cantidadde fluido se e)trae de la celda y se hace pasar a tra&és de un filtro de >.=F Hm, a la &ez que semantiene la presión y la temperatura. El análisis /838 de los compuestos atrapados por elfiltro rastrea el cambio producido en el contenido de asfaltenos a medida que se reduce lapresión.

Dna de las &entajas de la técnica de filtración es que cuantifica la cantidad de asfaltenoprecipitado. -uede ser utilizada para definir los l#mites superior e inferior de la fase deasfaltenos. 1tra de sus &entajas es que los asfaltenos se e)traen f#sicamente del petróleo, ypor lo tanto pueden ser caracterizados ulteriormente mediante la técnica de espectrometr#a demasa, efectuando estudios de difusión molecular o a tra&és del análisis /838. *o obstante, adiferencia de otros métodos, los resultados dependen del tamaño del filtro. La técnica defiltración, además, requiere más tiempo que la medición de la resonancia acstica o ladispersión de la luz.


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MEDICIONES DE LA PRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS EN UN PETRÓLEODEL GOLFO DE

MÉICO, UTILIZANDO LA TÉCNICA DE DISPERSIÓN DE LA LUZCERCANA AL INFRARROJO. A MEDIDA &UE LA PRESIÓN SE REDUCE DESDE UN MIMO DE MS DE*% MPA /',%## LPC0, LA ENERGÍA DE TRANSMI- SIÓN DE LA LUZ SE INCREMENTA POR&UE ELFLUIDO MENOS DENSO PERMITE UNA MAYOR TRANSMISIÓN DE LA LUZ. A UNA PRESIÓN DE '$.#MPA, LA SE1AL DE TRANSMITANCIA DE LUZ (AZUL) SE HUNDE, LO &UE INDICA EL INICIO DE LAPRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS Y EL LÍMITE SUPERIOR DE LA ENVOLVENTE APE. CUANDO LAPRESIÓN CAE HASTA ALCANZAR ''.%* MPA /,%% LPC0, LA TRANSMITANCIA CAE A+N MS, YA&UE LOS GRUPOS GRANDES Y LOS FLÓCULOS DE LOS ASFALTENOS DISPERSAN TODA LA LUZ. A UNAPRESIÓN DE !*.'" MPA /,!$% LPC0, LA TRANSMITANCIA DE LA LUZ SE INCREMENTA ALFORMARSE BURBUJAS DE GAS EN EL PUNTO DE BURBUJEO. ESTA RESPUESTA SE OPONE A LA DE

CIERTOS PETRÓLEOS &UE EHI- BEN UNA REDUCCIÓN DE LA TRANSMITANCIA CON LA APARICIÓN DEBURBUJAS. A MEDIDA &UE CONTIN+A LA DESPRESURIZACIÓN, LA TRANSMITANCIA DE LA LUZ VARÍABRUSCAMENTE A UNA PRESIÓN DE !$ MPA, VALOR EN EL &UE LOS ASFALTENOS COMIENZAN AREDISOLVERSE. ÉSTE ES EL LÍMITE INFERIOR DE LA ENVOLVENTE APE.


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Métodos para depósitos inorgánicos.

El primer paso en el diseño de un programa de remediación realmente efecti&o desde el puntode &ista económico, consiste en identificar la ubicación de los depósitos de minerales y lacomposición de los mismos.

Tube!" #e $%#u&&'() * e+u'$%, #e ,u$e-'&'e Las incrustaciones pueden presentarsecomo una capa espesa adherida a las paredes interiores de las tuber#as. $on frecuencia tiene

&arios cent#metros de espesor y presenta cristales de hasta 9 cm o más. El efecto primario dela formación de incrustaciones en las tuber#as es la reducción de la tasa de producción alaumentar la rugosidad de la superficie del tubo y reducir el área de fluencia. Esto origina unaumento en la ca#da de presión y, en consecuencia, la producción disminuye. /i aumenta elcrecimiento de minerales depositados, se hace imposible el acceso a secciones másprofundas del pozo, y finalmente las incrustaciones terminan por bloquear el flujo deproducción. La composición qu#mica de las incrustaciones en las tuber#as puede &ariar, ya quese trata de capas de sedimentos depositados a lo largo de la &ida del pozo. -or lo general, lasincrustaciones incluyen capas de asfaltenos o de cera, y las capas de incrustaciones que seencuentran más cercanas a la tuber#a pueden contener sulfuros de hierro, carbonatos oproductos corrosi&os.

M"/'0 &e&")" " $%0% 4 Las incrustaciones de carbonatos o sulfatos t#picas de la zonacercana al pozo presentan part#culas de menor tamaño respecto de las incrustaciones que seencuentran en las tuber#as0 se miden en micrones en &ez de cent#metros. Bloquean losempaques de gra&a y las mallas, además de los poros de la matriz. -or lo general, se formandespués de largos per#odos de cierre del pozo, ya que el flujo trans&ersal hace que semezclen aguas incompatibles pro&enientes de distintas capas. Este tipo de incrustaciones sepuede definir como daño. /u eliminación por medio de disol&entes qu#micos o ácidos puedecontribuir a aumentar las tasas de producción en forma notable.

P%0%, ')*e&/%e,4 Los daños pro&ocados por las incrustaciones en los pozos inyectores, por

lo general, se originan en procesos acti&ados por la temperatura del agua de inyección. 8demás, en las inmediaciones del pozo puede producirse una mezcla incompatible cuando elagua de inyección se pone en contacto con el agua de formación o con la salmuera de lacompletación. Este problema se limita a las etapas iniciales de la inyección, cuando el aguade inyección entra en contacto con agua incompatible en la región cercana al pozo. Lasincrustaciones que se forman en este punto pueden disminuir la permeabilidad de laformación y reducir la efecti&idad de la estrategia de inundación con agua.


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Detección de las incrustaciones.

E)isten e&idencias f#sicas de la presencia de incrustaciones en las muestras de tuber#as, obien en las radiograf#as de análisis de ncleos. La interpretación de registros de rayos gammaa menudo indica la presencia de residuos de sulfato de bario, dado que el radio 3a22:, que

es naturalmente radioacti&o, precipita con estos sedimentos. En algunos casos, se llega aobser&ar un aumento de hasta F>> unidades 8- en la acti&idad de los rayos gamma por encima de los &alores naturales.

$uando se e&ala la producción por medio del análisis *18L, éste puede indicar lapresencia de incrustaciones en las tuber#as si, por ejemplo, un pozo presenta restricciones enlas tuber#as que no se percib#an durante las primeras etapas de la producción. En teor#a, elanálisis *18L puede indicar la presencia de incrustaciones en la matriz mediante laidentificación de mayores restricciones del yacimiento a la producción, si bien esto es dif#cil dedistinguir con respecto a otros tipos de daños que puede sufrir la formación.

El comienzo de producción de agua es, a menudo, un signo de problemas potenciales deincrustaciones, en especial si coincide con una reducción simultánea de la producción depetróleo. *ormalmente, los operadores analizan la composición qu#mica del agua y, enparticular, el contenido de iones disueltos en el agua producida. /i se obser&a un cambionotable en la concentración de iones de ciertos minerales, como Ba@2 o sulfato


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Simulación química.

(oy en d#a se dispone de modelos qu#micos que permiten pronosticar la naturaleza y lae)tensión de las incrustaciones a partir de las condiciones detalladas de los fluidos. Estosmodelos pueden pronosticar el equilibrio de las fases utilizando principios de termodinámica y

bases de datos geoqu#micos y parten de ciertos datos básicos, como el análisis deconcentración de elementos, temperatura, presión y composición de la fase de gas. Estosprogramas están diseñados para predecir el efecto de las perturbaciones, como mezclasincompatibles o cambios en la temperatura y la presión.

(oy en d#a, e)isten al alcance del pblico muchos programas para pronosticar la formación deincrustaciones minerales, junto con un nmero limitado de programas de computaciónpreparados espec#ficamente para la simulación de la composición qu#mica de salmuerasutilizadas en los campos petroleros. Estos programas comprenden desde modelos de hojasde cálculo hasta modelos geoqu#micos sumamente desarrollados y diseñados para simular el

transporte de fluidos y sustancias qu#micas en medios porosos.Estos simuladores permiten pronosticar problemas de incrustaciones que pueden producirseen el futuro, considerando distintos escenarios de comportamiento de yacimientos e in&asiónde agua. e hecho, cuando se trata de yacimientos nue&os que no tienen antecedentes deproblemas de incrustaciones, los modelos qu#micos son las nicas herramientas disponiblespara realizar pronósticos. /in embargo, los simuladores requieren que los datos de lacomposición qu#mica de los fluidos de formación y aguas de inyección sean e)actos. -or logeneral, estos datos no se encuentran disponibles, pero con&iene obtenerlos para poder realizar pronósticos más precisos con respecto a la formación de incrustaciones minerales.


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3.3. IDENTIFICAR Y DESCRIBIR LOS TRATAMIENTOSCORRECTIOS Y PREENTIOS PARA ELIMINARMINIMIZARDEPÓSITOS ORGÁNICOS E INORGÁNICOS4 CON BASE EN ELDIAGNÓSTICO PREIO DE LOS MECANISMOS 5UE ORIGINANLOS DEPÓSITOS.

Tratamiento para depóstos orgánicos. (Parafinas)

Métodos para el Control de Parafinas

Método mecánico

El método mecánico es el más antiguo y comnmente usado para el control de parafinas.$onsiste en la remoción de ésta del tubing o tuber#a de producción mediante el uso de

raspadores y cortadores de parafina.La des&entaja de este método es que la parafina raspada puede llegar a ocasionar taponamiento a las secciones cañoneadas. La principal &entaja es que se con&ierte en unaalternati&a relati&amente económica, si no es necesaria la limpieza del pozo muyfrecuentemente, ya que para realizarla se tiene que detener la producción y por consiguientese generan pérdidas económicas.

El principal enfoque mecánico para ayudar a limpiar un oleoducto y eliminar la acumulaciónde parafina, es un dispositi&o a tra&és de la tuber#a que raspa las paredes internas de lamisma y empuja a tra&és de la parafina. Este tipo de dispositi&o de limpieza recibe el nombre

de Imarrano o pigI

El marrano es normalmente impulsado a tra&és de la tuber#a por un bombeo de alta presiónque se ejerce detrás de él. -ero si la acumulación de parafina en las paredes interiores de latuber#a es relati&amente alta, mientras el marrano a&anza recogerá tanta parafina en el frenteque bloqueara cualquier mo&imiento de los marranos. En otras palabras, a medida que más ymás parafina se raspa de la pared interior de la tuber#a, más se acumula en la parte frontal delos marranos haciendo su mo&imiento más dif#cil, en algn momento la presión de bombeo enla tuber#a no será suficiente para empujar el marrano junto con la parafina acumulada a supaso

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Método operacional.

Este método consiste en regular la &elocidad y el caudal de producción con el objeti&o dedisminuir la precipitación de sólidos en la sarta de producción. Dna tasa de producciónele&ada no sólo trae como beneficio e&itar la precipitación de parafina sino que también e&ita

que ésta se adhiera a las paredes de la tuber#a y en ciertos casos desprende la misma que seencuentra depositada en la tubing. $abe aclarar que sólo desprende las ceras más blandas,ya que el esfuerzo de corte que el fluido hace a los depósitos no es tan fuerte como pararemo&er las parafinas más duras, esto lle&a a que con el tiempo se formen depósitos deparafina muy sólidos y por supuesto más dif#ciles de tratar. La necesidad de mantener el crudopor encima del punto de nube para as# e&itar que la parafina se precipite, lle&a a utilizar elaumento de la tasa de producción para mantener la temperatura por encima del punto en elcual se precipitan las ceras en el crudo.

Método térmico.

$omo en ciertas ocasiones los métodos mecánicos no son muy efecti&os, se tiende a utilizar y sacar &entaja de la propiedad que tiene el calor para fundir la parafina y para la resoluciónde la emulsión. /in embargo la cantidad de calor utilizada para esta acción es cla&e, ya que lacantidad de calor por unidad de &olumen tiene un precio, la generación de calor para lle&ar acabo estos procesos repercute en que el precio de producción por cada barril de petróleoaumente. En este sentido se han desarrollado muchos estudios referentes al tema y se hadeterminado que la cantidad de calor necesaria para fundir la parafina es in&ersamenteproporcional a la distancia e)istente entre las moléculas de parafina depositada.

Entre las técnicas más utilizadas para control de parafinas utilizando métodos térmicos seencuentran0

• nyección de aceite caliente• nyección de agua caliente• $alentadores en el fondo del pozo• $alentadores eléctricos de la tuber#a


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Método de tratamiento químico

El tratamiento qu#mico es requerido usualmente como una alternati&a para el aceite caliente!método térmico". espués de tener repetidas reincidencias usando procesos de aceitecaliente, es prudente probar un método qu#mico de radicación del problema. Los métodos

continuos !consisten en una inducción continua del qu#mico" y a baches !consiste en unainyección c#clica del fluido" son adoptados para inyectar el qu#mico desde el anular hacia elpozo, es decir, circular el qu#mico bajo el anular y retornarlo a tra&és del tubing, para remo&er el sedimento de parafina que se encuentra adherido a la pared del tubing. El método continuoconsiste en una bomba especial de inyección instalada en la cabeza del pozo !Jellhead" y atra&és de una fuerza impulsi&a producida por el mo&imiento de arriba a abajo de la unidad debombeo se impulsa el pistón de la bomba de inyección, haciendo que el qu#mico caiga dentrodel pozo. El tratamiento por baches es lle&ado a cabo usando un camión de bombeo pequeñocon un inyector rápido que agrega el remo&edor de parafina desde el anular dentro del tubingen un tiempo predeterminado.

El control qu#mico correcti&o de los problemas de depositación de parafinas en pozos depetróleo se basa en el uso de cuatro clases de productos qu#micos0

• /ol&entes• ispersantes• /urfactantes• 5odificadores de cristal

Los productos qu#micos mencionados, también se pueden utilizar por separado comométodos pre&enti&os o correcti&os.

Tratamiento para depósitos orgánicos. (asfaltenos)

Los asfaltenos pueden depositarse en cualquier lugar del sistema de producción, pero quizásel área más perjudicial es la región &ecina al pozo, donde es dif#cil acceder a los porosobstruidos por los asfaltenos para efectuar las operaciones de remediación. Los tratamientoscon&encionales con inhibidores de la floculación de los asfaltenos, implican procesos deinter&ención periódicos con remojos en sol&ente o la inyección continua de qu#micos en elpozo. Estos métodos son efecti&os para pre&enir la aglomeración y depositación de losasfaltenos en las l#neas de flujo y los tubulares, pero no protegen la formación producti&a,porque los qu#micos interactan con el petróleo después de que éste abandona la formación,con la posibilidad de dejar atrás asfaltenos.


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Dn método mejorado, desarrollado por *alco Energy /er&ices, agrega qu#micos al petróleocrudo mientras éste an se encuentra en la formación. El método consiste en la inyecciónforzada de un inhibidor de depositación de asfaltenos en la formación, para estabilizar losasfaltenos antes de que se produzca su floculación. *o obstante, las pruebas han demostradoque la inyección forzada de un inhibidor solamente no produce beneficios en el largo plazo%

las formaciones no absorben los inhibidores adecuadamente, lo que permite que éstos seanliberados rápidamente de la formación a medida que se produce petróleo. El tratamientopre&io de la formación con un qu#mico acti&ador mejora la absorción del inhibidor en laformación sin modificar su mojabilidad.

El procedimiento general de inyección forzada incluye la limpieza y el reflujo del pozo, elbombeo

de un acti&ador, un espaciador de petróleo crudo, un inhibidor, y luego más petróleo crudo, yel

cierre del pozo durante 92 a 2= horas antes de reanudar la producción . El acti&ador preparala

formación y reacciona con el inhibidor para formar un complejo que queda en el lugar duranteun tiempo prolongado, a medida que el pozo produce petróleo.


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PROCEDIMIENTO OPTIMIZADO DE INYECCIÓN FORZADA PARA TRATAR UNA FORMACIÓNCON ACTIVADOR Y UN INHIBIDOR DE DEPOSITACIÓN DE ASFALTENOS. EL PRIMER PASOIMPLICA LA LIMPIEZA Y EL REFLUJO DEL POZO, Y LUEGO EL BOMBEO DE UNACTIVADOR Y UN ESPACIADOR DE PETRÓLEO. EL ACTIVADOR SE ADHIERE A LAFORMACIÓN. EN EL SEGUNDO PASO SE INYECTA EL &UÍMICO INHIBIDOR DE LAPRECIPITACIÓN. EL TERCER PASO COMPRENDE UN COLCHÓN DE DESPLAZAMIENTO DEPETRÓLEO CRUDO, Y EN EL +LTIMO PASO EL POZO SE CIERRA DURANTE ! A !HORAS, LO &UE DA TIEMPO AL ACTIVADOR Y AL INHIBIDOR PARA FORMAR UN

COMPLEJO ANTES DE &UE COMIENCE LA PRODUCCIÓN. ESTE MÉTODO AUMENTA EL TIEMPO DE RESIDENCIA DEL INHIBIDOR EN LA FORMACIÓN

Tratamiento para depósitos inorgánicos.


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Las técnicas utilizadas para eliminar las incrustaciones deben cumplir ciertas condiciones0 ser rápidas, no dañar el pozo, las tuber#as ni el ambiente de la formación, y ser efecti&as en la pre&ención de nue&as precipitaciones en el futuro. En los tratamientos de estimulación de lamatriz de la formación, por lo general, se emplean disol&entes de incrustaciones con el fin de

detener la ca#da de la producción. -ara poder decidir cuál es la mejor técnica, es necesarioconocer el tipo y la cantidad de incrustaciones y su composición f#sica o su te)tura, ya que sise elige un método inadecuado se puede llegar, en realidad, a incenti&ar el depósito deincrustaciones.

El grado de resistencia y la te)tura de las incrustaciones presentes en las tuber#as re&istengran importancia en la elección de la técnica de remoción. La resistencia y las te)turaspueden &ariar desde hilos delicados y quebradizos o cristales de alta microporosidad hastacapas de aspecto rocoso de baja permeabilidad y porosidad. La pureza de las incrustacionesafecta su resistencia a los métodos de limpieza. -uede ocurrir que se trate de fases de unsólo mineral, si bien, por lo general, son una mezcla de compuestos similares y compatibles.

El sulfato de bario puro es normalmente de baja porosidad y totalmente impenetrable conagentes qu#micos, y sólo se puede quitar lentamente utilizando alguno de los métodosmecánicos más tradicionales. Las mezclas de sulfato de bario, que por lo general contienensulfato de estroncio, sulfato de calcio o incluso carbonato de calcio, con frecuencia cedenfrente a di&ersos métodos de limpieza, tanto qu#micos como mecánicos.

Técnicas químicas

La remoción de incrustaciones con productos qu#micos es, por lo general, el primer sistemaque se utiliza y el más económico, en especial cuando las incrustaciones no son de fácilacceso o se encuentran en lugares donde los métodos mecánicos de limpieza con&encionalesresultan poco efecti&os o es muy costoso transportarlos. -or ejemplo, los carbonatos son muysolubles en ácido clorh#drico y, por lo tanto, se pueden disol&er con facilidad.

Las incrustaciones duras de sulfatos son más dif#ciles de eliminar porque tienen un grado muybajo de solubilidad ácida. En la matriz de la formación, se pueden tratar con agentesquelatizantes fuertes% compuestos que rompen las incrustaciones resistentes a los ácidosaislando y bloqueando los iones metálicos dentro de su estructura cerrada en forma de anillo.

La mayor parte de los tratamientos qu#micos se controla segn la capacidad de llegada de losreacti&os a la superficie de las incrustaciones. En consecuencia, la relación entre el área de la

superficie y el &olumen, o su equi&alente, la relación entre el área de la superficie y la masa,constituye un parámetro importante en la &elocidad y la eficiencia del proceso de eliminación.Las grandes áreas de superficies reacti&as, como por ejemplo los materiales porosos, laspart#culas similares a las arcillas de placas sumamente finas y las proyecciones del espesor de un cabello reaccionan en forma inmediata, puesto que e)iste un gran &olumen del ácido odel reacti&o alrededor de la superficie. $uando la relación entre el área de la superficie y el&olumen es menor, por ejemplo en capas de incrustaciones gruesas y poco porosas, lareacción es más lenta y sólo responden a los reacti&os qu#micos más fuertes.


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Los depósitos minerales que se encuentran en las tuber#as de producción presentan unasuperficie tan pequeña en relación con el total de la masa depositada que, por lo general, lareacti&idad de los sistemas qu#micos resulta muy lenta, por lo que se con&ierte en un sistemade remoción poco práctico.

Las zonas de alta permeabilidad dentro de la formación que ofrecen una trayectoria de menor resistencia desan los fluidos del tratamiento y obstaculizan la capacidad de los disol&entespara penetrar en los inter&alos dañados. Las ltimas técnicas que utilizan disol&entes ycolchones la&adores que contienen surfactantes &iscoelásticos pueden mejorar la colocacióndel disol&ente. Los surfactantes &iscoelásticos forman substancias gelatinosas de alta&iscosidad cuando se los mezcla con ciertos compuestos de salmuera, pero se rompencompletamente y se transforman en substancias acuosas en presencia de petróleo o de gasde hidrocarburo. e esta forma, estos surfactantes &iscoelásticos ayudan a canalizar losdisol&entes hacia las zonas producti&as saturadas de petróleo, y e&itan las zonas no

producti&as saturadas de agua.

/i bien el ácido clorh#drico es, por lo general, la primera opción como tratamiento de lasincrustaciones de carbonato de calcio, la reacción rápida del ácido puede esconder un problema0 las soluciones de ácido agotado de subproductos de las incrustaciones constituyene)celentes agentes iniciadores para la formación de nue&os depósitos minerales.

Métodos mecánicos conencionales.

Las soluciones mecánicas para eliminar depósitos minerales ofrecen una amplia &ariedad de

herramientas y técnicas aplicables en las tuber#as de pozos y en la formación. $omo ocurreen el caso de los tratamientos qu#micos, la mayor parte de los métodos mecánicos presentaun rango limitado de aplicabilidad, de manera tal que la selección del método correctodepende del pozo y del tipo de incrustación. Los métodos mecánicos, si bien son &ariados, seencuentran entre los más eficientes para la eliminación de incrustaciones de minerales en lastuber#as.

Dno de los primeros métodos utilizados fue una deri&ación del uso de e)plosi&os para hacer &ibrar los tubos y desprender las incrustaciones más quebradizas. Los e)plosi&osproporcionaban cargas de alto impacto que pod#an remo&er las incrustaciones, pero amenudo dañaban las tuber#as y el cemento. $uando se trató de cambiar el tipo de e)plosi&o oreducir la cantidad de carga e)plosi&a, se determinó que uno o dos cabos de la cuerda dedetonación, conocida como cuerda de disparo, proporcionaban la intensidad adecuada.


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Las cuerdas de disparo todaa se utilizan, en especial como simples herramientas dediagnóstico, en los casos en que una entrada rápida con cable de acero y detonación duranteel flujo puede dar indicios sobre el tipo y la ubicación de las incrustaciones. La e)perienciademuestra que si se utilizan algunos cabos de cuerda, detonados por una cápsula electrónica,y lo suficientemente largos como para cubrir la zona de interés, este sistema resulta efecti&o

para eliminar bloqueos de incrustaciones en perforaciones y capas delgadas deincrustaciones dentro de las tuber#as.

Las incrustaciones gruesas, en especial las que se encuentran dentro de las tuber#as, por logeneral son demasiado resistentes para utilizar este sistema y, debido a que su ni&el deporosidad es muy bajo, los tratamientos qu#micos no resultan efecti&os en un lapso de tiemporazonable. -ara la eliminación de este tipo de incrustaciones es necesario recurrir a lastécnicas utilizadas para perforar rocas y triturar acero. Las mechas de impacto y la tecnolog#ade fresado han sido desarrolladas para funcionar con tuber#as fle)ibles dentro de las tuber#asde producción y utilizando distintas mechas cinceladoras y &ariadas configuraciones de

fresado. $omo fuente de energ#a se utiliza, por lo general, un motor hidráulico o unaherramienta de impacto de tipo martillo. En los motores, impulsados por fluidos, el mo&imientode la mecha responde a la combinación del estator y el rotor. La potencia depende de la tasade fluido y del tamaño del motor0 los motores más pequeños que eliminan incrustacionesdentro de las tuber#as, por lo general de 999K9: pulgadas a 9K= pulgadas de diámetro,proporcionan un torque de entre 9>> a 9> lbf4pie.

ado que las incrustaciones rara &ez se depositan en forma pareja sobre las paredes de lostubos, los requerimientos de potencia de fresado &ar#an enormemente. $uando los motoresno cuentan con la potencia necesaria para que la mecha corte las incrustaciones, se atascany se detiene el proceso. $omo resultado de ello, las tasas de remoción de incrustaciones

&ar#an segn el tipo de incrustación. En general, éstas oscilan desde F hasta más de > pieslineales


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Las herramientas de impacto, como el (ipp 7ripper de Baer 1ils 7ools, son herramientas demo&imiento alternati&o que trabajan como un pequeño martillo neumático con una mecharotati&a. (acen impacto sobre las incrustaciones a razón de >> a :>> &eces por minuto yrotan alrededor de 2> &eces por minuto, por lo general con un cincel o con una mecha enforma de estrella. Las fresas no se pueden utilizar con estas herramientas porque los

impactos producen demasiado daño sobre la superficie de los mismos. Estas herramientasfuncionan mejor en depósitos de incrustaciones quebradizas y operan a razón de 9> a 9>>pies lineales m? por hora. $uando el acceso pleno a los depósitos minerales seencuentra parcialmente obstruido por razones f#sicas, como por ejemplo la disminución deldiámetro de la tuber#a o la intercalación de equipamientos de completación, es necesarioutilizar herramientas que cuenten con la posibilidad de modificar su diámetro. e no e)istir esta posibilidad, por lo general, se puede perforar un pequeño orificio menor que el tamañodel tubo a tra&és de las incrustaciones y por debajo del punto de restricción, para permitir unaumento del flujo. *o obstante, la presencia de residuos de incrustaciones en la superficie dela tuber#a da lugar a un nue&o crecimiento de los depósitos y dificulta la tarea de los

tratamientos inhibidores que tratan de bloquear la nucleación. La forma más efecti&a parapre&enir un nue&o desarrollo de incrustaciones consiste en que la superficie de acero seencuentre limpia y libre de imperfecciones. Las herramientas de impacto como los motores ylas fresas, en general, necesitan un acceso pleno y rara &ez eliminan las incrustacionestotalmente de las paredes de acero. $uando se encuentran situaciones donde el acceso esparcial, las fresas rectificadoras pueden aumentar el diámetro efecti&o mo&iendo hacia afueralas hojas trituradoras mediante cambios en la presión y la tasa de bombeo. Las fresasrectificadoras resultan efecti&as, pero su rendimiento equi&ale a la mitad de una fresa t#pica.

Métodos mecánicos con c!orros de fluidos

esde hace &arios años se encuentran disponibles algunos sistemas de chorros de fluidos,como el (ydroblast de (alliburton o el sistema 3otoMet de BM4*1N/$1, que se utilizan paraeliminar incrustaciones en tuber#as de producción y cañoneos. Estas herramientas cuentancon &arios orificios de e)pulsión, o bien con una cabeza de e)pulsión que tiene un mecanismoque le permite cubrir todo el diámetro del pozo. /e pueden utilizar con productos qu#micospara atacar los depósitos solubles, en aquellos lugares donde la colocación es cr#tica parapre&enir la pérdida de agentes reacti&os. El chorro de agua puede resultar efecti&o pararemo&er incrustaciones blandas, como halita, y detritos o relleno, pero la e)perienciademuestra que es menos efecti&o en ciertos tipos de incrustaciones de mayor resistencia,como calcita y sulfato de bario.

8 la presión de superficie, el chorro de agua remue&e las incrustaciones por ca&itación, mediante pequeñas burbujas que aparecen en el chorro de fluido. Estas burbujas se forman por la gran liberación de presión que ocurre cuando el fluido pasa a tra&és de una boquilla. Lasburbujas colapsan al chocar contra las incrustaciones, lo cual produce un fuerte casie)plosi&o efecto erosi&o. Las in&estigaciones lle&adas a cabo en el $entro de n&estigacionesde /chlumberger de $ambridge !nglaterra" muestran que este proceso de ca&itación sedetiene prácticamente en el fondo del pozo debido a la presión hidrostática de dicho lugar.


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-or lo general, las tasas de corte se &en reducidas a razón de cuatro &eces o más. ebido alas limitaciones de la presión de bombeo en la superficie cuando se utilizan herramientas dechorro instaladas en tuber#as fle)ibles, no es posible aumentar la presión del fluido losuficiente como para &encer la presión diferencial en el fondo del pozo.

"ec!adas a#rasias

8l agregar una pequeña concentración de sólidos, entre 9 y FO en peso, a un chorro deagua, se mejora en gran medida su capacidad de atra&esar las incrustaciones. Los chorrosde agua con arena abrasi&a son de uso habitual en la industria de la construcción y lademolición para cortar concreto reforzado, e inclusi&e en los procesos de desmilitarizaciónpara cortar municiones acti&as sin generar calor o una fuente de ignición. Esta técnicatambién presenta un mayor rendimiento de corte en las incrustaciones de carbonato decalcio comparado con un chorro de agua pura . Lamentablemente el uso de abrasi&os comola arena puede causar daños en los tubos de acero. $uando las incrustaciones se eliminancompletamente de la tuber#a, el chorro abrasi&o erosiona el acero con la misma eficiencia

con que lo hace con los depósitos minerales. /i ocurre un desperfecto en la herramienta deemisión del chorro, e)iste un riesgo considerable de que el chorro abrasi&o perfore el tubo deacero.

Dn chorro abrasi&o capaz de cortar las incrustaciones sin dañar la tuber#a debe apro&echar la diferencia de dureza entre los depósitos minerales y el acero subyacente. Dna de lasprincipales diferencias reside en que el acero tiene tendencia a falla dctil, mientras que lasincrustaciones son quebradizas . Dna part#cula de arena cortante puede erosionar lasuperficie de un material dctil por medio de una acción de corte y acanalado. -or elcontrario, una part#cula redonda y dura rebota sobre la superficie y elimina sólo un pequeño&olumen de acero, dejando un cráter en el lugar del impacto. Las incrustaciones mineralespresentan falla quebradiza, de manera que el impacto de una part#cula dura fractura lasincrustaciones y, en ltima instancia, produce la desintegración del estrato subyacente. Laeliminación de los sedimentos es independiente de la forma de las part#culas./i se eligen part#culas redondas en lugar de cortantes y angulares se facilita la erosión de lasincrustaciones y, al mismo tiempo, se reduce el daño sobre las tuber#as de acero. -or ejemplo, la compañ#a 8dams $oiled 7ubing ofrece un sistema de chorro abrasi&o conpart#culas de &idrio. La herramienta e)pulsora tiene ocho boquillas fijas que permiten cubrir todo el radio y otros e)pulsores que apuntan hacia abajo. El sistema es compatible confluidos espumosos y efecti&o sobre todo tipo de incrustaciones minerales. /in embargo, loscráteres formados por el impacto repetido de las part#culas de &idrio pueden terminar

pro&ocando fatiga y falla de la usoerficie de acero.


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3.6. DESCRIBIR LOS RESULTADOS DE LA EFECTIIDAD DE LOSPRODUCTOS 5U7MICOS UTILIZADOS EN LOS TRATAMIENTOS A

TRAES DE LA COMPARACIÓN DE PARÁMETROS DE CAMPO.

En esta

grafica se

obser&a el registro del inhibidor que fue aplicado a los pozos, se comparan tres pozos% dostratados con el sistema inhibidor de incrustaciones /cale'38$ y uno con el tratamientocon&encional. /e obser&a que a medida que la producción de agua sucede% en los pozostratados con el sistema /cale'38$, la concentración del inhibidor se obser&a de maneraacti&a durante toda la producción de agua, en cambio usando el tratamiento con&encional, seobser&a la pronta declinación en la cur&a de concentración del inhibidor. es importante que elinhibidor de incrustaciones acte durante la mayor parte de la &ida producti&a de un pozo,esto para e&itar pérdidas económicas yPo producti&as.


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3.8. DESCRIBIR LOS TIPOS DE TRABA9O DE CAMPOASOCIADOS CON LA REMOCIÓN Y CONTROL DE DEPÓSITOS4

DEFINIENDO LOS PROCEDIMIENTOS A UTILIZAR.

En 2>>9, $ordoba Q /chall desarrollaron un loop de flujo con el objeti&o de medir la cantidadde parafina depositada en las paredes de la tuber#a, mediante la obser&ación delcomportamiento del perfil de depósito de dicho material en función de la composición de unamezcla binaria ciclo4$:$9A0$C !nonadecilciclohe)ano0octano", en tres diferentesconcentraciones, >0G>, :>0=> y C>02> en por ciento mol% las caracter#sticas de loscomponentes se muestran en la 7abla 6.9.

La 'igura 6.9, muestra el diseño del sistema mencionado% en este se bombea la mezcla

binaria desde la fuente de abastecimiento, donde se encuentra a temperatura constante de > 52C?, haciendo que el fluido sufra un choque térmico, paradespués pasar por una zona de calentamiento y regresar a la fuente de abastecimiento dondees reciclado para &ol&er a comenzar el ciclo.


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La geometr#a de la sección de prueba del loop de flujo que ha sido utilizado en el e)perimentose esquematiza en la 'igura 6.2.

En la 7abla 6.2 se muestran las dimensiones y caracter#sticas más rele&antes del sistema.

Dn sistema de adquisición de datos, continuamente toma la temperatura en diferentes puntosdel sistema, permitiendo calcular el perfil de temperatura en la sección de estudio !'igura6.". -uede obser&arse que el perfil tiene un comportamiento lineal a lo largo del tubo, sinembargo la diferencia de temperaturas de la entrada con respecto a la salida es muy pequeña!menor a


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3.:. RECOPILAR BA9O LA SUPERISIÓN LA INFORMACIÓNADICIONAL PARA EL DIAGNÓSTICO DE LA GENERACIÓN DEDEPÓSITOS ESTABLECIENDOPLANES DE CAPTURA.

Depositación de asfaltenos

Diagnostico del Tipo de Daño

El camino más directo para determinar si un pozo está e)perimentando un problema dedepositación de asfáltenos es recuperar y analizar una muestra del pozo. 1bser&ando en elcampo la apariencia de la muestra y realizando pruebas de solubilidad para distinguir losasfáltenos de las parafinas y de las incrustaciones inorgánicas. La presencia o depositación

de asfáltenos y parafinas pueden también ser identificados.

Dna forma de hacerlo en campo o laboratorio es la siguiente0

1bser&e de manera &isual la muestra. Dn asfalteno es un sólido negro. 8unque las parafinastienen un color oscuro, su apariencia es más cerosa y los asfáltenos tienden a ser más comocarbón o alquitrán.

$aliente lentamente una parte de la muestra. Las parafinas se derretirán, pero los asfáltenos ylas incrustaciones inorgánicas no.

5ezcle una parte de la muestra con )ileno. 7anto las parafinas y los asfáltenos se disuel&en

parcialmente el )ileno. /in embargo, si es añadido pentano, he)ano o heptano a la solucióncon )ileno, los asfáltenos precipitarán mientras que las parafinas permanecerán en lasolución.

3.;. DESCRIBIR LAS CARACTERISTICAS Y PROPIEDADES DELOS DEPÓSITOS ASOCIADOS A LA PRODUCCIÓN DEL POZO.

Depósitos orgánicos

Parafinas

Las parafinas constituyen una familia de hidrocarburos también conocidos como alcanos oparaf#nicos. Están caracterizadas por tener longitudes de $9C hasta $:>. /u peso molecular oscila entre 2> y C>>, presentan consistencia sólida a temperatura ambiente, poseencadenas lineales !n4alcanos" o ramificados !iso4alcanos", compuestas por carbonos saturados,representados por la fórmula general $n(2n@2, presentan temperaturas de fusión de :=;' a


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299;'. Los depósitos de parafina están acompañados de resinas, material asfáltico, arena,escamas y en ocasiones agua. Ellas son de naturaleza cristalina y tienden a cristalizar yprecipitar del crudo por debajo de su punto de cristalización. Las parafinas son moléculas nopolares.

Las parafinas se pueden clasificar de acuerdo a la configuración de su estructura molecular yal nmero de carbonos que contengan. Bajo estos criterios se diferencian las cerasparaf#nicas de las ceras micro4cristalinas, las cuales presentan un mecanismo de dañodiferente, si se llegara a depositar en la formación debido al tamaño de los cristales.

Ceras Parafínicas o Macrocristalinas

Es un depósito procedente de un aceite crudo del =>O al :> O donde se encuentran ceras

paraf#nicas nicamente. Sstas se encuentran comprendidas por parafinas que contienen entre9: a > carbonos en cadena lineal. La estructura molecular que se forma se conoce comomacro4cristales, los cuales tienen forma de agujas que al conglomerase constituyen grandesdepósitos de cera que ocasionan di&ersos problemas en las l#neas de producción de pozospetroleros y en la formación. -or esta razón, se produce un aumento de la &iscosidad por laaglomeración de grandes cristales que serán la causa del taponamiento de los poros de laformación o en un punto determinado del sistema de producción, aspecto que depende delpunto de cristalización del crudo.

Ceras Microcristalinas

/e encuentran en las parafinas que contienen entre > a :> carbonos, con pesos molecularesentre =F> y C>>. /on compuestos de cadena lineal con ramificaciones y grupos c#clicos a lolargo de la cadena principal. 8 diferencia de las ceras paraf#nicas !macro4cristalinas" suscristales son pequeños e irregulares lo que hace que no tiendan a aglomerarse,permaneciendo dispersos y sin formar depósitos.


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*o constituyen problemas en las l#neas de producción pero pueden ocasionar reducción de lapermeabilidad si se precipitan en la formación debido a su tendencia a adherirse a lasuperficie de los granos.

Es importante establecer qué tipo de parafinas se encuentran en el yacimiento para poder

identificar el mecanismo de daño a la formación por parafinas y tenerlo en cuenta cuando se&aya a diseñar algn tipo de tratamiento.

P%$'e#"#e, #e ", P""-')",

El punto de ebullición, el punto de fusión de las parafinas y en general de los alcanos aumentacon su peso molecular. 1tras de las propiedades más importantes que se debe tener encuenta a la hora de escoger un tratamiento de parafinas, son el punto de fluidez, el punto decristalización y el punto de nube, los cuales dependen de la temperatura de saturación de los

componentes, y la tasa de enfriamiento. Punto de fluide$

/e define como la temperatura a la cual el crudo deja de fluir, debido al aumento de la&iscosidad producto de la parafina precipitada a medida que se enfr#a. El punto de fluidez deun crudo refleja la capacidad de la parafina dentro del crudo para desarrollar una red cristalinalo suficientemente resistente para retener e inmo&ilizar la fase aceite.

Punto de fusión

Es la temperatura a la cual una muestra de parafina en estado sólido funde, pasando alestado l#quido. El punto de fusión de la parafina puede ser usado para definir la temperatura ala cual la pared de la cañer#a o facilidades de almacenaje deber#an ser calentadas en orden aremo&er depósitos sólidos.

Punto de nu#e

/e define como la temperatura a la cual se forma la primera precipitación o primer cristal deparafina a presión atmosférica. El punto de nube para cada mezcla de crudo depende de latemperatura de saturación de sus componentes y de la tasa de enfriamiento a la que sesometa la mezcla de hidrocarburos. El punto de nube disminuye a medida que aumenta el

nmero de carbonos.

Punto de cristali$ación

/e define como la temperatura a la cual se forma el primer cristal de parafinas, en un crudo&i&o, es decir, con gas en solución% esto ocurre a condiciones !presiones" de yacimiento.7ambién ese punto es conocido en la industria del petróleo como la temperatura a la queaparecen las ceras en el crudo.

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%sfaltenos


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Los asfaltenos son una clase de componentes de los hidrocarburos. Los fluidos dehidrocarburos naturales son compuestos que abarcan un rango de composiciones que abarcadesde el gas natural seco hasta el alquitrán. 8 lo largo de ese rango, la densidad y la&iscosidad aumentan significati&amente y el color cambia de marrón claro a marrón oscuro,conforme se incrementa el contenido de asfaltenos de > a casi 2>O.

$iertas propiedades de los asfaltenos se conocen desde antes de la perforación de losprimeros pozos comerciales de petróleo. El término se originó en 9CG cuando M.B.Boussingault definió a los asfaltenos como el residuo de la destilación del bitumen0 insolubleen alcohol y soluble en trementina. La definición que se utiliza actual4 mente es similar0insoluble en n4alcanos, tales como el n4pentano o el n4heptano, y soluble en tolueno. Losasfaltenos obtenidos de esta manera son sólidos friables, de color oscuro, con una densidadde apro)imadamente 9.2 gPcm. 8demás son infusibles, lo que significa que no poseen unpunto de fusión definido, pero se descomponen frente al calor, dejando un residuo carbonoso.

ado que el contenido de asfaltenos constituye un factor importante en la determinación delos trayectos de procesamiento y refinación de un crudo, se ha desarrollado un método delabo ratorio con&eniente para cuantificar la fracción de asfaltenos. Esta técnica separa elpetróleo muerto, o petróleo que ha perdido sus componentes gaseosos, en saturados,aromáticos, resinas y asfaltenos !/838", dependiendo de su solubilidad y polaridad.

Depósitos inorgánicos.

Car#onatos de calcio

El carbonato de calcio es un compuesto qu#mico, de fórmula $a$1. /e trata de un

compuesto ternario, que entra dentro de la categor#a de las o)osales. Es una sustancia muyabundante en la naturaleza, formando rocas, como componente principal, en todas partes delmundo y es el principal componente de conchas y esqueletos de muchos organismos!p.ej. moluscos, corales" o de las cáscaras de hue&o. Es la causa principal del agua dura.En medicina se utiliza habitualmente como suplemento de calcio, como antiácido y agenteadsorbente. Es fundamental en la producción de &idrio y cemento, entre otros productos.

&idrato de gas

Dn hidrato de gas es hielo con gas encerrado en su estructura molecular. El hidrato de gas no

debe confundirse con hielo que contiene burbujas de gas comprimido. En un hidrato de estetipo, una molécula de gas está encerrada en una estructura clatrática !de jaula" de moléculasdel hielo.

7odos los gases, e)ceptuando el helio, el hidrógeno y el neón, pueden formar hidratos de gas.

https://es.wikipedia.org/wiki/Carbonatohttps://es.wikipedia.org/wiki/Calciohttps://es.wikipedia.org/wiki/Compuesto_qu%C3%ADmicohttps://es.wikipedia.org/wiki/Oxosaleshttps://es.wikipedia.org/wiki/Naturalezahttps://es.wikipedia.org/wiki/Moluscohttps://es.wikipedia.org/wiki/Coralhttps://es.wikipedia.org/wiki/Agua_durahttps://es.wikipedia.org/wiki/Medicinahttps://es.wikipedia.org/wiki/Anti%C3%A1cidohttps://es.wikipedia.org/wiki/Agente_adsorbentehttps://es.wikipedia.org/wiki/Agente_adsorbentehttps://es.wikipedia.org/wiki/Vidriohttps://es.wikipedia.org/wiki/Cementohttps://es.wikipedia.org/wiki/Hielohttps://es.wikipedia.org/wiki/Gashttps://es.wikipedia.org/wiki/Clatratohttps://es.wikipedia.org/wiki/Heliohttps://es.wikipedia.org/wiki/Hidr%C3%B3genohttps://es.wikipedia.org/wiki/Ne%C3%B3nhttps://es.wikipedia.org/wiki/Carbonatohttps://es.wikipedia.org/wiki/Calciohttps://es.wikipedia.org/wiki/Compuesto_qu%C3%ADmicohttps://es.wikipedia.org/wiki/Oxosaleshttps://es.wikipedia.org/wiki/Naturalezahttps://es.wikipedia.org/wiki/Moluscohttps://es.wikipedia.org/wiki/Coralhttps://es.wikipedia.org/wiki/Agua_durahttps://es.wikipedia.org/wiki/Medicinahttps://es.wikipedia.org/wiki/Anti%C3%A1cidohttps://es.wikipedia.org/wiki/Agente_adsorbentehttps://es.wikipedia.org/wiki/Agente_adsorbentehttps://es.wikipedia.org/wiki/Vidriohttps://es.wikipedia.org/wiki/Cementohttps://es.wikipedia.org/wiki/Hielohttps://es.wikipedia.org/wiki/Gashttps://es.wikipedia.org/wiki/Clatratohttps://es.wikipedia.org/wiki/Heliohttps://es.wikipedia.org/wiki/Hidr%C3%B3genohttps://es.wikipedia.org/wiki/Ne%C3%B3n


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/e producen en condiciones de presión alta y de temperatura baja y en presencia de gas% sedestruyen cuando están en condiciones de presión baja o temperatura altas.-or ejemplo, los hidratos de metano se destruyen a más de 49F ;$ y 9 atmósfera de presión.En condiciones de alta presión !F>>42.>>> atmósferas" pueden formarse a temperaturaambiente cálida.

3.)'&%,

Los siguientes tratamientos son usados para remo&er los depósitos de asfáltenos de lasl#neas de flujo y tuber#as de producción. Estos métodos incluyen raspadores de barra,raspadores de guaya fina, raspadores de l#nea de flujo, pistón raspador de libre flotación ytuber#as de guaya fina.

Las &entajas del método mecánico son la buena limpieza, es seguro y un daño m#nimo a laformación . -ero por otro lado, las des&entajas son0

9. 7ratamientos $ostosos y restringidos para los equipos de producción pero no para la

formación productora.2. La aplicación es limitada por los equipos in&olucrados y por el tiempo.. -eligro de pesca de herramientas que pueden perderse en el hoyo.

T"/"='e)/%, 5u!='&%,

Los métodos qu#micos son los más comunes para el tratamiento de asfáltenos ya que puedenusarse para tratar las deposiciones en el pozo yPo en las formaciones productoras. *umerosossol&entes, aditi&os y qu#micos comerciales están disponibles por muchas compañ#as para

disol&er los asfáltenos depositados. El tratamiento qu#mico se clasifica en tres clasesprincipales0

https://es.wikipedia.org/wiki/Hidrato_de_metanohttps://es.wikipedia.org/wiki/Hidrato_de_metano


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9. 7ratamiento con /ol&entes0 Los sol&entes !como el tolueno, el )ileno y otros sol&entes

como la piridina y bisulfuro de carbono" generalmente se usan para disol&er depósitos de

asfáltenos, pero su uso ha sido limitado debido a su costo, consideraciones de seguridad y

otros problemas.

2. etergentes de 8sfáltenos0 Los detergentes son una clase de agentes surfactantes. /e

usan para fracturar los depósitos de asfáltenos y también les impide reaglomerarse.

. 5odificadores de cristal0 Estos son pol#meros usados para alterar el crecimiento del

cristal rompiendo los Tsitios de nucleaciónU, cristalización, o modificando los cristales de

parafina. !Bernadiner, 9AA".

-ara todos los tipos de tratamientos qu#micos, la seguridad medioambiental y los riesgos de

e)posición personal deben ser considerados, ya que produce des&entajas adicionales yrestricciones para muchos materiales de tratamiento qu#mico. El procedimiento de limpiezageneralmente se diseña para satisfacer un pozo en particular. En muchos casos una inyecciónqu#mica de sol&ente !para ablandar el depósito" puede ser seguida de una raspaduramecánica.

T"/"='e)/%, T?='&%,

Esta categor#a de métodos de tratamiento incluye0 lubricación caliente, calentadores hoyoabajo de agua o &apor.

9. Lubricación $aliente0 La lubricación caliente consiste en el proceso de inyectar crudo

caliente para remo&er los depósitos de asfáltenos de un pozo. La lubricación caliente causa

daños a la formación y no es bueno si los depósitos acumulados son grandes.

2. $alentadores (oyo abajo0 El calentador hoyo abajo representa una fuente continua de

calor que puede usarse para fundir los depósitos de asfáltenos o de parafina en el pozo o en

la tuber#a por un per#odo de tiempo, después el material fundido puede ser bombeado a la

superficie con la producción de petróleo. Esta técnica tiene las siguientes limitaciones0

restricciones económicas, mantenimiento costoso del sistema de calentamiento, y

disponibilidad de energ#a eléctrica.


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Manipulación de Presión' Temperatura Tasa de lu*o

Dna de las maneras para pre&enir o reducir la precipitación de asfáltenos dentro de los pozoses controlar la presión de operación, la temperatura yPo la tasa de producción para e&itar lascondiciones en las que tenga lugar la precipitación de asfáltenos. Dn método es usar un

aislante de los fluidos en el espacio anular para e&itar las pérdidas de calor e)cesi&as ymantener las temperaturas de los fluidos.Dna disminución de la relación gas4petróleo reducela floculación. -or consiguiente el método más simple y menos costoso para controlar elproblema de la precipitación es aumentar el tamaño del estrangulador en superficie !disminuir presión" para reducir la relación de gas4petróleo disuelta.

Depósitos orgánicos (Parafinas)

Métodos para el Control de Parafinas

Método mecánico

El método mecánico es el más antiguo y comnmente usado para el control de parafinas.$onsiste en la remoción de ésta del tubing o tuber#a de producción mediante el uso deraspadores y cortadores de parafina.

La des&entaja de este método es que la parafina raspada puede llegar a ocasionar taponamiento a las secciones cañoneadas. La principal &entaja es que se con&ierte en unaalternati&a relati&amente económica, si no es necesaria la limpieza del pozo muy

frecuentemente, ya que para realizarla se tiene que detener la producción y por consiguientese generan pérdidas económicas.

El principal enfoque mecánico para ayudar a limpiar un oleoducto y eliminar la acumulaciónde parafina, es un dispositi&o a tra&és de la tuber#a que raspa las paredes internas de lamisma y empuja a tra&és de la parafina. Este tipo de dispositi&o de limpieza recibe el nombrede Imarrano o pigI

El marrano es normalmente impulsado a tra&és de la tuber#a por un bombeo de alta presión

que se ejerce detrás de él. -ero si la acumulación de parafina en las paredes interiores de latuber#a es relati&amente alta, mientras el marrano a&anza recogerá tanta parafina en el frenteque bloqueara cualquier mo&imiento de los marranos. En otras palabras, a medida que más ymás parafina se raspa de la pared interior de la tuber#a, más se acumula en la parte frontal delos marranos haciendo su mo&imiento más dif#cil, en algn momento la presión de bombeo enla tuber#a no será suficiente para empujar el marrano junto con la parafina acumulada a supaso

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Método operacional

Este método consiste en regular la &elocidad y el caudal de producción con el objeti&o de

disminuir la precipitación de sólidos en la sarta de producción . Dna tasa de producciónele&ada no sólo trae como beneficio e&itar la precipitación de parafina sino que también e&itaque ésta se adhiera a las paredes de la tuber#a y en ciertos casos desprende la misma que seencuentra depositada en la tubing. $abe aclarar que sólo desprende las ceras más blandas,ya que el esfuerzo de corte que el fluido hace a los depósitos no es tan fuerte como pararemo&er las parafinas más duras, esto lle&a a que con el tiempo se formen depósitos deparafina muy sólidos y por supuesto más dif#ciles de tratar.La necesidad de mantener el crudo por encima del punto de nube para as# e&itar que laparafina se precipite, lle&a a utilizar el aumento de la tasa de producción para mantener latemperatura por encima del punto en el cual se precipitan las ceras en el crudo.

Método térmico

$omo en ciertas ocasiones los métodos mecánicos no son muy efecti&os, se tiende a utilizar y sacar &entaja de la propiedad que tiene el calor para fundir la parafina y para la resoluciónde la emulsión. /in embargo la cantidad de calor utilizada para esta acción es cla&e, ya que lacantidad de calor por unidad de &olumen tiene un precio, la generación de calor para lle&ar acabo estos procesos repercute en que el precio de producción por cada barril de petróleoaumente. En este sentido se han desarrollado muchos estudios referentes al tema y se hadeterminado que la cantidad de calor necesaria para fundir la parafina es in&ersamente

proporcional a la distancia e)istente entre las moléculas de parafina depositada.

Entre las técnicas más utilizadas para control de parafinas utilizando métodos térmicos seencuentran0

• nyección de aceite caliente• nyección de agua caliente• $alentadores en el fondo del pozo• $alentadores eléctricos de la tuber#a


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Método de tratamiento químico

El tratamiento qu#mico es requerido usualmente como una alternati&a para el aceite caliente!método térmico". espués de tener repetidas reincidencias usando procesos de aceitecaliente, es prudente probar un método qu#mico de radicación del problema. Los métodos

continuos !consisten en una inducción continua del qu#mico" y a baches !consiste en unainyección c#clica del fluido" son adoptados para inyectar el qu#mico desde el anular hacia elpozo, es decir, circular el qu#mico bajo el anular y retornarlo a tra&és del tubing, para remo&er el sedimento de parafina que se encuentra adherido a la pared del tubing. El método continuoconsiste en una bomba especial de inyección instalada en la cabeza del pozo !Jellhead" y atra&és de una fuerza impulsi&a producida por el mo&imiento de arriba a abajo de la unidad debombeo se impulsa el pistón de la bomba de inyección, haciendo que el qu#mico caiga dentrodel pozo. El tratamiento por baches es lle&ado a cabo usando un camión de bombeo pequeñocon un inyector rápido que agrega el remo&edor de parafina desde el anular dentro del tubingen un tiempo predeterminado.

El control qu#mico correcti&o de los problemas de depositación de parafinas en pozos depetróleo se basa en el uso de cuatro clases de productos qu#micos0

• /ol&entes• ispersantes• /urfactantes• 5odificadores de cristal

Los productos qu#micos mencionados, también se pueden utilizar por separado comométodos pre&enti&os o correcti&os

depositos organicos e inorganicos

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