incrustaciones organicas e inorganicas en equipos de proceso
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7/30/2019 Incrustaciones Organicas e Inorganicas en Equipos de Proceso
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EEEssstttuuudddiiiooosss yyy SSSeeerrrvvviiiccciiiooosss PPPeeetttrrrooollleeerrrooosss NOTA TECNICA No 8Hoja 1 de 5
INCRUSTACIONES ORGANICAS E INORGANICAS EN EQUIPOS DE PROCESO (Esta nota pertenece a los apuntes del curso sobre aguas que ofrece GPA)
El análisis de las causas de formación de depósito en instalaciones de tratamiento y proceso de
petróleo y gas ha sido escasamente tratado.
En esta nota revisamos el tema.
Incrustaciones: Definición y Clasificación
Veltter define una incrustación como un depósito secundario de compuestos, principalmente
inorgánico causado por la presencia o flujo de fluidos en un sistema por lo menos parcialmentegenerado por el hombre.
Esta definición excluye los asfaltenos y parafinas y no distingue incrustaciones reales de
pseudo incrustaciones.
Una pseudoincrustación es producto de la reacción entre productos químicos o los mismos con
especies naturalmente presentes en el agua (por ejemplo fosfonatos con calcio).
En una definición más general y la que utilizaremos en la presente NT, una incrustación es
todo deposito (duro) con estructura cristalina definida (total o parcialmente) o bien amorfa. Si
excluimos de la definición la cuestión de la dureza, según el fluido que le da origen podemos llamar
incrustaciones orgánicas a las provenientes de los hidrocarburos e incrustaciones inorgánicas a lasprovenientes del agua.
Veamos los aspectos comunes y diferenciales entre los dos tipos de incrustaciones:
Tienen en Común
• Generan Problemas al productor.
• Se depositan en reservorio, pozos e instalaciones de superficie.
• Se originan por causas termodinámicas, cinéticas y fluidodinámicas.
• Su composición define el tratamiento de remoción.
• Pueden ser mixtas.
Se diferencian
• En el fluido que las origina
• En su composición.
• En su dureza y otras propiedades.
• Removidas, las IO usualmente vuelven al petróleo.
• Removidas, las II usualmente van a desecho.
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Estudios y Servicios PetrolerosNT/ No 8
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Incrustaciones Orgánicas e Inorgánicas
Las incrustaciones a que nos referimos en esta nota han sido encontradas aguas abajo de
separadores, FWKO y slug catchers.
En algún sentido, los fluidos en los cuales se originan estas incrustaciones pueden no haber sido
interceptados eficientemente por los equipos instalados a tal fin.
La mayoría de las incrustaciones a que nos referimos han sido estudiadas en GPA S.R.L.. Por
simplificación, clasificaremos el tratamiento del tema en dos partes:
a) Depósitos minerales de naturaleza inorgánica.
b) Depósitos orgánicos de la misma naturaleza.
La siguiente tabla contiene un listado de las especies encontradas en proporciones variables endiferentes depósitos de intercambiadores y otros equipos de procesos y su origen más probable.
Deposito Origen más Probable--------------------------------------------------------- ---------------------------------------------------------
Caolinita Material de Formación
Arcillas varias Material de Formación
Cuarzo Material de Formación
Oxidos de Hierro Amorfos Corrosión en fase acuosa
Magnetita O4Fe3 Corrosión en fase acuosa
Sulfuros de Hierro Corrosión en fase acuosa
Carbonato de Calcio (calcita) Corrosión en fase acuosaCarbonato de Hierro (siderita) Corrosión en fase acuosa
Carbonato de Sodio- Aluminio (dawsonita) Corrosión en fase acuosa
Cloruro de Sodio (halita) Sales evaporadas del agua
Evaporitas de Magnesio Sales evaporadas del agua
Sales higroscópicas (con cambio del
Espaciado cristalino en función de la
temperatura y contenido de agua). Sales evaporadas del agua
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Como puede observarse, cada depósito es indicador de alguna condición que pudo existir aguas
arriba del punto de deposición.
Téngase presente que, la formación de los depósitos se debe a causas termodinámicas y
cinéticas pero su acumulación a causas fluidodinamicas o de rugosidad.
Todos los depósitos inorgánicos a excepción de los minerales que se originan en la formación
productiva y pueden ser transportados por el agua los hidrocarburos (dependiendo de la mojabilidad
preferencial del sólido), están asociados al agua producida o sus efectos sobre las instalaciones (la
corrosión). Veamos brevemente el origen de cada especie encontrada.
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Estudios y Servicios Petroleros
NT/ No
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Los CARBONATOS, en algún punto saturaron el agua y se convirtieron de bicarbonatos solubles a
carbonatos insolubles, viajan como sólidos suspendidos hasta su punto de deposición.
Los óxidos de HIERRO, productos de corrosión, por su elevada densidad se decantan en zonas
de bajo flujo (los fluidos tienen baja capacidad de transporte). Algunos son AMORFOS porque no
alcanzaron su estado mineral (con cristalización definida).
La SIDERITA se incrusta y puede o no adherirse a la superficie metálica protegiéndola de la
corrosión, se debe a la formación preferencial de carbonatos de hierro sobre calcio (aunque usualmente
son simultáneas).
La PIRITA y otros sulfuros de hierro son productos de reacción del hierro disuelto en el agua
(en medios reductores es preferentemente hierro ferroso – Fe+2
), con el sulfuro de hidrógeno presente
en el gas.
Las incrustaciones que hemos visto hasta ahora, son frecuentes en los circuitos de agua
( inyectada o producida ), veamos algo sobre el fenómeno que las produce.
Las incrustaciones comienzan a formarse cuando el estado de cualquier fluido natural es
perturbado de tal forma que el límite de solubilidad de uno o más componentes se excede. Las especies
minerales tienen una complicada dependencia con la temperatura, la presión y la composición del
líquido que las contiene.
La temperatura tiende a aumentar la solubilidad (excepto en los carbonatos) y la presión a
disminuirlo. Cuando el agua se evapora, la concentración de saturación de la especie se alcanza, a
partir de allí, si el agua continúa evaporándose, las especies se hacen insolubles y depositan en sitiospreferenciales para la fluidodinámica del sistema.
Cuando la presión en el circuito disminuye y el gas presente se expande, el agua aún caliente se
evapora concentrándose el agua remanente (este es el fenómeno que da lugar a la deposición de sales
en pozos con gas lift de la cuenca Neuquina).
El agua puede trasportar 218 Kg/m3
de sal (cloruro de sodio) a 200oC pero solo 174 Kg/m
3a
20oC, un cambio brusco de temperatura (180
oC) pueden depositar 40 Kg/m
3de sal.
La denominación de saladas o salinas para las aguas formacionales se debe a la predominancia
de sal en su composición. El agua de mar, que se la supone originaria de las aguas formacionales,
contiene las siguientes sales y proporciones de las mismas:
- Cloruro de Sodio 77.76 %
- Cloruro de Magnesio 10.88 %
- Sulfato de Magnesio 4.74 %
- Sulfato de Calcio 3.60 %
- Sulfato de Potasio 3.46 %
- Carbonato de Calcio 0.35 %
- Bromuro de Magnesio 0.22 %
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En geología sedimentaria se estudian las causas que pudieron haber dado origen a los depósitos
salinos (caso particular de las rocas de origen químicos). De esta disciplina extrajimos algunas
cuestiones interesantes para el estudio de la formación de los depósitos inorgánicos (Rocas
Sedimentarias – Pettijjon – EUDEBA).
Los depósitos salinos se forman por la precipitación de sales de soluciones concentradas o
salmueras, como el principal mecanismo de concentracion es la evaporación, el grupo de rocas
generadas se denominan EVAPORITAS.
Usiglio (1884) evaporó agua del Mar Mediterráneo analizando el residuo de la evaporación.
Demostró que cuando se reduce el volumen original del agua a más o menos la mitad, precipitan
óxidos de hierro y carbonato de calcio.
Cuando el volumen es de alrededor de 1/5 del volumen original se forma yeso (sulfato de
calcio deshidratado). Al reducirse el volumen a 1/10 comienza a cristalizar el cloruro de sodio. Unamayor reducción de volumen conduce a la aparición de sulfato de magnesio y cloruro de magnesio (se
encontraron depósitos en intercambiadores de plantas de gas), finalmente se depositan bromuro de
sodio y cloruro de potasio.
Si se precipitara toda la sal de una columna de 300 mts. de agua de mar, el deposito seria de
4.5 mts. Conformado por 10 cm de yeso / anhidrita, 3.5 mts. halita y 90 cm de sales de magnesio y
potasio.
En teoría, una vez que una sal ha comenzado a precipitar, su cristalización debería continuar
hasta alcanzar la etapa final a no ser que reaccione con el líquido residual para formar una fase sólida
diferente. Es por ello que cada ciclo de deposición puede producir especies precipitadas estables
diferentes en un agua madre tan compleja (en su composición) con la de formación.
Las incrustaciones inorgánicas provienen del agua evaporada en el caso de equipos de proceso.
Las evaporitas halladas en los depósitos son indicativas del avance en el proceso de deposición.
El análisis de los depósitos y las características operativas de los circuitos permiten diagnosticar el
origen del elemento causante del depósito.
Incrustaciones Orgánicas
Los componentes del petróleo que generan la mayor cantidad de depósitos orgánicos son los
asfaltenos y las parafinas.
Las parafinas son los hidrocarburos lineales de C17 a C30 del petróleo que se encuentran, con el
resto de los componentes del petróleo, formando soluciones verdaderas.
Los asfaltenos no se encuentran en el petróleo como soluciones verdaderas sino coloidales
estabilizados por las resinas y las especies aromáticas del crudo (para un más amplio tratamiento del
tema recomendamos la lectura de “Las Fases Sólidas Orgánicas – una contribución al análisis desus Causas – Producción 2000”) G.P.A. Estudios y Servicios Petroleros S.R.L.
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Se han encontrado parafinas sólidas en circuitos de gas (deficiencias de operación de los
demister) y en instalaciones de tratamiento de gas en:
• Intercambiadores de calor con propano.
• Separadores principales y trifasicos de proceso (DEG/GAS/Condensado).
• Circuitos de regeneración de MEG, DEG, TEG.
Los depósitos de parafina hallados, de alto peso molecular, pueden presentar puntos de fusión de
hasta 35oC y están constituidos por hidrocarburos parafinicos, insaturados y aromáticos C7 hasta C16.
Las principales causas de la presencia de parafinas en corrientes de tratamiento de gas son
operaciones de separadores de entrada por sobre su capacidad de diseño o bien de diseño inadecuado
de las unidades interceptoras (demister).
El punto de enturbiamiento (cloud point) del crudo es importante en relación a la separación de
parafinas sólidas en corrientes liquidas (de condensación) o gaseosas.
Dependiendo de las características del crudo los depósitos de parafina pueden incluir asfaltenos
– aunque parece no ser usual.
Loa asfaltenos constituyen la fracción más pesada del petróleo (poco probable que pasen a la
fase gaseosa). La separación de asfaltenos es poco probable que suceda – por problemas de cambio de
fases en equipos de procesos.
De la bibliografía, hemos rescatado el caso que citamos y podría darse (o se esta dando) en
algún yacimiento de nuestro país.
El caso sucedió en una planta de gas ( Canadá ) en la cual se mezclaban dos corrientes de
condensado que resultaban ser incompatibles ( una proveniente de un separador a baja temperatura
( gasolina ) y otra del separador de entrada a planta ). Resulto, de las dos corrientes una deposición de
sólidos compuestos por asfaltenos, parafina, carbón orgánico insoluble con predominio de los
asfaltenos.
La causa de los depósitos resulto ser la incompatibilidad entre las dos corrientes (este fenómeno
se ha observado también cuando se inyectan solventes no aromáticos para limpieza de pozos que
producen petróleo conteniendo asfaltenos).
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