INGEPET 2002 (EXPL-3-MG-116)

METODOLOGÍA PARA EL CONTROL DE LA FORMACIÓN DE DEPÓSITOS DE

ASFALTENOS Y PARAFINAS DURANTE LA PRODUCCIÓN DE CRUDO

María del Carmen García, Olga León y Eliasara Contreras Departamento de Manejo Integrado de Producción PDVSA-Intevep VENEZUELA

RESUMEN La formación de depósitos de asfaltenos y parafinas en la producción de crudos constituye un problema de difícil control, en términos de productividad y costos operacionales. La precipitación de las fracciones pesadas del crudo se presenta desde el yacimiento hasta las instalaciones de superficie y origina severas reducciones de flujo. La magnitud de la tendencia a la precipitación de estos sólidos está fuertemente relacionada con las características del crudo. En el caso de los asfaltenos, la fuerza directriz de la precipitación es el cambio de presión, mientras que en el caso de las parafinas, está relacionada con la disminución de la temperatura del sistema. En este trabajo se describe la metodología diseñada para el control de la obstrucción de pozos durante la producción de crudo. Esta metodología consta de cuatro etapas: 1) diagnóstico del problema, mediante la caracterización de los depósitos; 2) predicción de la inestabilidad del crudo, a partir de su composición y comportamiento físico químico; 3) diseño de tratamientos de limpieza y/o prevención de la formación de estos depósitos, basados en la correlación estructura del crudo – actividad de productos inhibidores, y 4) seguimiento de la efectividad del tratamiento a lo largo de la producción del pozo. Ejemplos de operaciones llevadas a cabo en campos petroleros de Venezuela ilustran los beneficios derivados del uso de esta metodología en cuanto al restablecimiento de la producción y su mantenimiento por un período considerablemente extenso, en comparación con los frecuentes tratamientos de limpieza y remoción de estos depósitos.

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INTRODUCCIÓN

La formación de depósitos orgánicos, es decir, de asfaltenos o parafinas, puede ocurrir en diferentes lugares durante la producción de crudos livianos y medianos tales como el yacimiento, las tuberías de producción y las instalaciones de superficie. Este fenómeno disminuye la productividad de los campos afectados y genera un considerable incremento en los costos de producción debido a los tratamientos requeridos para prevenir la precipitación y remover los depósitos ya formados. Para gerenciar la precipitación de asfaltenos y parafinas en los campos, se debe comenzar por hacer un diagnóstico preciso del problema. El diagnóstico permite identificar las acciones más apropiadas para aminorar o incluso evitar las pérdidas económicas causadas por la disminución en la productividad (incluyendo cierre y limpieza de pozos). Con base en la experiencia recabada en más de una década de tratamientos para pozos con problemas de obstrucciones, en PDVSA-Intevep se ha desarrollado una metodología que permite hacer un diagnóstico adecuado de las causas que originan la obstrucción. Esta metodología incorpora desde las mejores prácticas operacionales, identificadas a través de los años, hasta el conocimiento básico generado más recientemente en el mundo.

Composición de los Crudos

Los crudos son sistemas coloidales, en los cuales la fase continua está constituida por la fracción de maltenos y la fase dispersa por la fracción de asfaltenos (Figura 1). La fracción de maltenos contiene los compuestos saturados (por ejemplo: parafinas y ceras), los aromáticos (por ejemplo: benceno, tolueno y xileno) y las resinas, que son compuestos más complejos desde el punto de vista estructural que las dos fracciones anteriores, y se destacan como dispersantes de la fracción de asfaltenos en el crudo.

AROMATICOS

BENCENOTOLUENOXILENO

SATURADOS

PARAFINASNAFTENOS

CERASCERAS

RES INAS AS FALTENOS

MALTENOS

SISTEMA COLOIDAL

FASE CONTINUA FASE DISPERSA

Figura 1.Composición del crudo

Los asfaltenos son sólidos de color marrón oscuro a negro que se descomponen al aplicarles calor, dejando un residuo de carbón y no tienen punto de fusión definido. Constituyen la fracción del crudo que presenta mayor contenido de heteroátomos y metales, mayor polaridad y mayor peso molecular. Estas características les confieren una gran capacidad para establecer asociaciones intermoleculares a través de las cuales se forman los agregados que al crecer lo suficiente pueden precipitar. Bajo ciertas condiciones es posible que ocurra la floculación de asfaltenos sin que las partículas floculadas precipiten y formen depósitos. Por ejemplo, en una tubería, un régimen de flujo bajo y la presencia de rugosidades en las paredes pueden inducir la precipitación de flóculos. Sin embargo, un aumento en el flujo puede hacer que los flóculos sean transportados por la corriente.

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Causas de la Precipitación de los Asfaltenos La precipitación de asfaltenos en un pozo dependerá de un gran número de factores, tales como: condiciones de flujo, diferencias de presión, características del sistema roca / fluidos, etc. La estabilidad del crudo depende de la presión, la temperatura y la composición. Entre las causas que originan la precipitación de asfaltenos, se ha encontrado que la composición juega un papel importante. En particular, las características de la fase dispersa [1] y el poder peptizante de las resinas, son considerados fundamentales para la estabilización de los asfaltenos en los crudos [2,3]. Estudios recientes también han indicado la importancia de la propia naturaleza de los asfaltenos en la estabilidad de crudos [4-7]. Numerosos estudios indican que los factores fundamentales en la estabilidad coloidal de un crudo frente a la precipitación de asfaltenos son: 1. Un medio dispersante adecuado con un alto contenido de compuestos aromáticos. 2. Un alto contenido de resinas compatibles con el asfalteno del crudo. 3. Una fracción asfalténica de fácil solubilidad, para lo cual es necesario que tenga baja aromaticidad,

alto contenido de hidrógeno y bajo grado de condensación aromática. Efecto de la Temperatura Un cambio en temperatura puede resultar en dos consecuencias. Por un lado, un aumento de temperatura mejora la miscibilidad, pero por otra parte, reduce la densidad del líquido y esto disminuye su poder solvente. A una temperatura constante, la solubilidad del asfalteno disminuye a medida que la densidad del solvente disminuye. Por esta razón, existen dos tendencias opuestas que explican por qué en algunos casos la solubilidad se incrementa con la temperatura y en otros casos, disminuye. En la Figura 2 se muestra un gráfico del porcentaje de asfaltenos disueltos como función de la presión para dos temperaturas. En líneas generales se observa que, para el fluido estudiado, la solubilidad de los asfaltenos aumenta con la temperatura. Es decir, el porcentaje de asfaltenos disueltos en el crudo es mayor en los experimentos realizados a 250°F que en los realizados a 120°F. Además se observa que la máxima cantidad de asfaltenos que precipita disminuye al aumentar la temperatura. En esta Figura, las llaves muestran claramente que la máxima cantidad de asfaltenos que precipitan es menor para los experimentos realizados a 250°F que para los realizados a 120°F.

0

0,2

0,4

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1

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Presión (psi)

% a

sfal

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tos

(wt%

)

0 2000 4000 6000 8000 10000

250 F

120 F

Figura 2. Efecto de la Temperatura en la Precipitación de los Asfaltenos Efecto de la Presión La Figura 3a muestra el comportamiento teórico de un crudo sin problemas de precipitación de asfaltenos. Se observa que al disminuir la presión del crudo vivo, el porcentaje de asfaltenos dispersos es constante ya que su solubilidad en el crudo no se ve afectada por la presión.

INGEPET 2002 (EXPL-3-MG-116) 4 En el caso de un crudo con problemas de precipitación de asfaltenos (Figura 3b), al disminuir la presión, el contenido de asfaltenos disueltos o dispersos disminuye hasta alcanzar el máximo de precipitación alrededor del punto de burbuja (presión a la cual aparece la primera burbuja de gas). La presión a la cual comienza a disminuir el contenido de asfaltenos dispersos se conoce como “onset” de floculación.

Pb Presión

% A

sfal

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tos

Onset defloculación

Punto de máximafloculación

No presentan

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ü

(a)

Presión

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Onset de floculación

MáximaFloculación

Pb (b)

Figura 3. Efecto de la presión para crudos sin problemas de precipitación de asfaltenos (a), y para crudos con problemas de precipitación de asfaltenos (b). Es importante que al comenzar la explotación de un yacimiento se tome una muestra de fondo para hacerle un estudio PVT. Este estudio permite, entre otras cosas, determinar la presión de floculación de los asfaltenos ("onset" de floculación) y la presión de burbujeo cerca de la cual la floculación de asfaltenos es máxima. Estos datos son fundamentales para elaborar un plan de mantenimiento de presión del yacimiento que permita producir sin problemas de obstrucciones por precipitación de asfaltenos. Efecto de la Composición del Crudo Viscosidad. La formación de depósitos de asfaltenos en tuberías de producción está relacionada con la composición del crudo, es decir, este fenómeno se observa en crudos livianos y medianos, pero no en crudos pesados. Una de las razones es que, en el caso de estos últimos, aparte de que ellos son intrínsecamente más estables que los crudos livianos, su viscosidad relativamente más alta impide la precipitación. Relación Resinas / Asfaltenos. La importancia de las cantidades relativas de asfaltenos y resinas sobre la estabilidad de un crudo es un tema todavía controversial. Está muy extendida la creencia de que una alta relación resina / asfalteno garantiza la estabilidad del crudo. Sin embargo, la evidencia experimental indica que una alta relación resina / asfalteno no es garantía de que el crudo sea estable. De hecho, tal como se muestra en la Figura 4a, el crudo Boscán, conocido por su estabilidad ante la precipitación de asfaltenos, tiene una relación resina / asfalteno igual a 3, mientras que otros crudos altamente inestables tienen una relación resina / asfalteno igual a 3 y a 30. Composición SARA del Crudo. En la Figura 4b se observa la distribución de hidrocarburos saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos de crudos clasificados como estables o inestables. Esta clasificación se basa en la historia de producción de los pozos. Aquellos pozos que presentan problemas frecuentes de obstrucción por precipitación de asfaltenos se clasificaron como inestables, mientras que los pozos que produjeron sin problemas de obstrucción se clasificaron como estables. En líneas generales se observa que los crudos estables presentan un alto contenido de las fracciones de aromáticos y resinas, mientras que los inestables presentan un alto contenido de saturados. Esto coincide con lo esperado de acuerdo con la definición de los asfaltenos: fracción soluble en aromáticos (tolueno) e insolubles en saturados (n-heptano).

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Estructura de los Asfaltenos. La evidencia experimental indica que la naturaleza intrínseca de los asfaltenos constituye un factor muy importante en la estabilidad de los crudos. Los estudios realizados muestran que los asfaltenos provenientes de crudos inestables se caracterizan por una alta aromaticidad, un bajo contenido de hidrógeno, una alta condensación de anillos aromáticos, alta polaridad, alto contenido de metales y baja área superficial [8].

Acciones ante la Precipitación de Asfaltenos

Acciones Predictivas

La prueba de la mancha (Instituto Francés del Petróleo IFP20.828) constituye un método muy simple, rápido y económico para tener una idea cualitativa acerca de la estabilidad de un crudo ante la precipitación de asfaltenos. También sirve para determinar la compatibilidad de dos fluidos que se vayan a producir conjuntamente. Debido a la sencillez de esta prueba puede aplicarse en campo ya que el material requerido es muy elemental. Lo más adecuado es hacer un estudio PVT del crudo vivo en el que se determine la variación de la cantidad de asfaltenos disueltos como función de la presión. Los resultados de estos experimentos dan información cuantitativa acerca de la estabilidad del crudo ante la precipitación de asfaltenos. Acciones Preventivas

Para evitar la formación de depósitos de asfaltenos se debe hacer un buen mantenimiento de la presión del yacimiento, eliminar las posibles fuentes de caídas de presión (por ejemplo: restricciones en la tubería de producción) y producir a una tasa óptima de acuerdo con el análisis nodal. Si entre el fondo del pozo y el cabezal se alcanza la presión de floculación de los asfaltenos se puede acumular un depósito de asfaltenos que restrinja el flujo de crudo. En principio, se puede prevenir la formación de estos depósitos utilizando la inyección continua de inhibidores de precipitación de asfaltenos a fondo de pozo o mediante el forzamiento a la formación de dichos productos inhibidores. La última técnica se ha probado exitosamente en varios pozos de Venezuela (más adelante se mostrará un ejemplo). Acciones Correctivas

Una vez que se presenta el problema de precipitación y formación de depósitos de asfaltenos, se debe hacer una limpieza raspando el sólido, seguido de remojo con solventes ricos en cortes aromáticos para eliminar cualquier sólido remanente y eliminar posibles centros de nucleación que promuevan nuevamente la formación del depósito. Adicionalmente, una técnica utilizada con éxito para retardar la

% p

/p

0

20

40

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Crudo

1 10 20 30

INESTABLE ESTABLE

NM1

Res/Asf=30

NM2BOSCAN

INESTABLEINESTABLE

ESTABLE

Res/Asf=3Res/Asf=3

Saturados = , Aromáticos = , Resinas = , Asfaltenos =

Figura 4. Efecto de la composición S.A.R.A. del crudo en la tendencia a la precipitación de los asfaltenos

a) b)

INGEPET 2002 (EXPL-3-MG-116) 6 formación de depósitos, es el forzamiento en la formación de productos inhibidores de precipitación de asfaltenos. Este es un procedimiento recomendable en aquellos casos en los que se presentan obstrucciones muy frecuentes por asfaltenos.

Causas de la Precipitación de Parafinas

El problema de precipitación de parafinas es especialmente serio cuando se trata de crudos altamente parafínicos (algunos yacimientos en el Lago de Maracaibo y en el Oriente de Venezuela), o cuando las temperaturas de operación son muy bajas, especialmente cuando se produce y transporta crudo costa afuera. En general, la mayoría de los crudos parafínicos en Venezuela son livianos y suelen ser sólidos a temperatura ambiente (aproximadamente 25°C) pero, una vez alcanzada la temperatura del punto de fluidez (cerca de los 50°C) pueden fluir con mucha facilidad. Las principales causas de la precipitación de parafinas están relacionadas con un descenso de la temperatura hasta valores por debajo del punto de fluidez del crudo [10], el cual puede deberse a: 1. Irradiación de calor del crudo y gas hacia los alrededores (intercambio de calor) 2. Enfriamiento producido por expansión del gas al pasar por restricciones 3. Evaporación de los componentes livianos

Estos factores, aislados o en combinación son capaces de producir la cristalización de las ceras y su depósito en las paredes de la tubería de producción, líneas de flujo y, en casos extremos, dentro del yacimiento.

Tipos de Crudos Parafínicos

La composición molecular del crudo juega un papel primordial en su tendencia a la cristalización y precipitación de parafinas. Existe una estrecha relación entre las características moleculares y físico-químicas del crudo, su comportamiento ante descensos de temperatura y la eficiencia de inhibidores de parafinas utilizados para controlar el depósito de estas especies [9,10]. Se ha encontrado que las propiedades del crudo más relacionadas con este fenómeno son: 1. La distribución del peso molecular de la fracción parafínica, determinada mediante la técnica de

cromatografía de permeación de geles (GPC) o destilación simulada de alta temperatura (HTSD)

2. La concentración de ceras (parafinas precipitables), la cual se determina mediante la precipitación de esta fracción, enfriando a –30°C una solución del crudo en metil etil cetona

3. El punto de fluidez o punto de nube del crudo, factores determinados por la norma ASTM D-97 y por microscopía con luz polarizada (PLM), respectivamente.

Crudos con estrecha/monomodal distribución de peso molecular de sus parafinas, elevada concentración de ceras y altos puntos de fluidez y de nube, son conocidos como crudos Tipo I, los cuales tienen una marcada tendencia a la precipitación de parafinas y no muestran respuesta apreciable a tratamientos con inhibidores comerciales. Crudos con amplia/multimodal distribución de peso molecular, moderada concentración de ceras y bajos valores de punto de nube y de fluidez, presentan una menor tendencia a la precipitación de ceras y pueden mejorar su fluidez en presencia de inhibidores de cristalización de parafinas (Figura 5).

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[ Figura 5: Tipos de Crudos Parafínicos de acuerdo con su Distribución de Peso Molecular por GPC [9,10]

Acciones ante la Precipitación de Parafinas

Existen diversos métodos para el control del depósito de parafinas, los cuales pueden clasificarse en: métodos de remoción y métodos de prevención de este fenómeno [9]. Los métodos de remoción consisten en: 1. Tratamientos mecánicos de limpieza, tales como raspado de la tubería 2. Métodos térmicos, o uso de calor para fundir los depósitos de parafinas una vez formados (vapor,

crudo caliente o “hot oil”, sistemas eléctricos de calentamiento, etc.)

3. Limpieza química mediante el uso de solventes orgánicos capaces de disolver estos sólidos. Estos métodos y sus combinaciones se utilizan cuando el problema de depósito y/o taponamiento ya está presente, y se han ocasionado importantes pérdidas de producción.

Los métodos de prevención o inhibición consisten en el uso de dispersantes (capaces de mantener dispersos en el seno del crudo aquellos pequeños cristales de parafinas que se hubiesen empezado a formar), y de modificadores de cristalización, los cuales interfieren con el crecimiento del cristal, inhibiendo su depósito. Estos métodos son más efectivos y capaces de reducir los costos en mayor proporción, ya que reducen considerablemente los tratamientos sucesivos de limpieza y las pérdidas de producción.

METODOLOGÍA DE DIAGNÓSTICO Y CONTROL DE LA PRECIPITACIÓN DE SÓLIDOS

La Figura 6 ilustra el esquema general de esta metodología. Para realizar un buen diagnóstico y control de pozos con problemas de obstrucciones se debe comenzar por recopilar toda la información existente de los pozos para analizar su historia: cuándo y cómo fue perforado, qué lodo se utilizó, graficar en función del tiempo la producción, presión de cabezal y cambios de reductor, asociándole en orden cronológico las obstrucciones e intervenciones efectuadas. Con esta información y la proveniente del análisis de los depósitos se debe determinar el tipo de problema que causó la obstrucción (precipitación de asfaltenos, parafinas, arena, escamas, etc.) y su frecuencia. Si se trata de un problema de obstrucción frecuente por precipitación de asfaltenos, en las primeras ocurrencias, se hacen limpiezas mecánicas y con solvente (se debe utilizar un solvente con alto contenido de aromáticos) pero luego es conveniente aplicar un tratamiento con un inhibidor de precipitación de asfaltenos. Para esto es necesario seleccionar el producto más efectivo para cada crudo. En la actualidad, el tratamiento se puede aplicar de dos formas: mediante un forzamiento del inhibidor en la formación (batch) o mediante inyección continua del inhibidor en el fondo del pozo. Por otra parte, si el problema que ocasiona las obstrucciones frecuentes se debe a la precipitación de parafinas, se sigue un procedimiento similar al descrito anteriormente, es decir, inicialmente se limpia mecánicamente y con solventes. Luego, se debe tratar de elevar la temperatura en la tubería de producción para garantizar que el crudo se encuentre por encima de la temperatura del punto de fluidez. Esto se puede lograr, en algunos casos, haciendo el levantamiento del crudo con gas caliente. Cuando

C60 C34 C28 C5 C9 C15

Tipo I

Tipo II

GPC GPC

INGEPET 2002 (EXPL-3-MG-116) 8 esta técnica falla, o no es económicamente rentable, pueden utilizarse ciertos aditivos depresores del punto de nube o del punto de fluidez de las parafinas. En el caso de que se trate de pozos que no han presentado problemas de precipitación de asfaltenos, se debe hacer una evaluación predictiva. Para esto, en primer lugar, se deben seleccionar algunos pozos representativos del campo para tomar muestras de crudo vivo. Estas muestras se deben someter a un estudio PVT, en el que se determine la concentración de asfaltenos dispersos en función de la presión, la presión de floculación de los asfaltenos ("onset" de floculación) y la presión de burbuja. Los resultados del estudio PVT y de la caracterización físico-química del crudo muerto alimentan programas de simulación para modelar el comportamiento termodinámico de la precipitación de asfaltenos. Además, mediante análisis nodal, se debe determinar el régimen de flujo óptimo para evitar la formación de depósitos. Estos resultados son importantes tanto para la optimización del esquema de producción del campo como para el diseño del plan de mantenimiento de presión. Simultáneamente, se debe realizar un análisis periódico de muestras de crudo muerto para llevar un registro de la variación del contenido de asfaltenos como función del tiempo. Si se detecta una disminución sostenida en el contenido de asfaltenos, se debe comenzar un programa de selección de aditivos para estar preparados para el momento de hacer un trabajo de limpieza y estimulación o para inyectar el producto a fondo de pozo.

Análisis de Depósitos

La caracterización del depósito permite inferir las causas que lo originan y, por lo tanto, constituye una guía muy útil para el diseño de los tratamientos correctivos. Esta caracterización se basa en el comportamiento de solubilidad del depósito en diferentes solventes o condiciones de pH [11,12].

Disminucióndel %

Asfaltenos

% Asfaltenos(cada 2 meses)

Predicción:• PVT• Solubilidad de

Asfaltenos• Caracterización• Modelos

Asfaltenos

Selección deAditivos

Tipo y Punto deInyección

Tratamientocon solvente

Optimización dela Dosificación

Control deArena

Control deEscamas

Tratamiento

Caracterización

Parafinas

Caracterizacióndel Crudo

Selección deAditivos

Optimización dela Dosificación

Tratamientocon Solvente

Análisis de Depósitos

Depósito Orgánico Depósito Inorgánico

Análisis de la Información

Pozos no ObstruidosPozos Obstruidos

Figura 6. Metodología de Diagnóstico y Control de la Precipitación de Sólidos en la Producción de Crudo

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Tratamientos para Problemas de Asfaltenos

En los pozos que presentan obstrucciones frecuentes por precipitación de asfaltenos, se puede realizar un tratamiento con un producto inhibidor de precipitación de asfaltenos. Para seleccionar el producto inhibidor más adecuado, para cada crudo, se utiliza el método de determinación del umbral de floculación que consiste en titular una solución de crudo muerto, en tolueno, con n-heptano y determinar el punto final midiendo los cambios de absorbencia de la solución a una longitud de onda fija. Con este método se obtienen curvas, cuyo mínimo corresponde al menor volumen de n-heptano requerido para que comiencen a formarse las partículas de asfalteno y recibe el nombre de umbral de floculación. El mejor producto inhibidor es aquel que desplaza el umbral de floculación a mayores volúmenes de n-heptano. El producto seleccionado se puede aplicar en un tratamiento de inyección continua a fondo de pozo o en un tratamiento “batch” en el que se hace un forzamiento del producto en la formación.

Tratamientos para Problemas de Parafinas

Para la determinación del punto de nube de las parafinas en un crudo se utiliza la técnica de microscopía de luz polarizada [9,10], para lo cual se emplea un microscopio de temperatura controlada. Este método permite determinar visualmente la temperatura a la cual las parafinas comienzan a cristalizar en el crudo. El método consiste, básicamente, en precalentar hasta 80°C una pequeña cantidad de crudo en la placa de observación tapada con un cubre-objeto, dejarla enfriar a una velocidad controlada y examinarla bajo luz polarizada de manera que sólo se pueda visualizar el material cristalino [9]. El punto de nube se determina como la temperatura a la cual aparece el primer cristal de cera, el tamaño de los cristales está en el orden de una micra. La actividad del inhibidor de parafinas se define como la diferencia entre el punto de nube de la muestra control y el punto de nube en presencia del aditivo. El mejor inhibidor será aquel que ocasione el mayor descenso en el punto de nube.

CASOS HISTÓRICOS

Caso Histórico 1: Tratamiento en Pozo con Problemas de Asfaltenos

En la Figura 7 se muestra un caso histórico de un tratamiento para un pozo con problemas de precipitación de asfaltenos. El pozo comenzó a presentar obstrucciones con una frecuencia semanal (Figura 7a). El análisis de las muestras sólidas extraídas del pozo demostró que el origen de la formación de depósitos se debía a la precipitación de asfaltenos. Aprovechando un período en el que el pozo fluyó se tomó una muestra de fluido en el cual se probaron 5 productos inhibidores de precipitación de asfaltenos disponibles en el mercado. Luego se hizo un trabajo de limpieza y forzamiento del producto inhibidor en la formación. Como se observa en la Figura 7b, se logró mantener la producción durante 10 meses de manera ininterrumpida.

0

1000

2000

3000

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Dic-96 Jun-97 Ene-98 Jul -98 Feb-99 Ago-99

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Ago-99 Nov-99 Mar-00 Jul-00 Sep-00

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Tratamiento

Figura 7. Diagnóstico y Tratamiento en un Pozo con Problemas de Asfaltenos. (a) Condición Inicial,(b) Comportamiento del Pozo Después del Tratamiento

a) b)

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Caso Histórico 2: Tratamiento en Pozo con Problemas de Parafinas

La Figura 8 muestra el caso de la selección de un tratamiento efectivo para un pozo productor de crudo parafínico, en el cual se reportaron severos problemas de taponamiento. El primer paso fue la caracterización de una muestra del depósito encontrado en la tubería de producción. La extracción continua de este depósito, utilizando una mezcla de solventes orgánicos, permitió la separación de las fracciones orgánicas e inorgánicas. El depósito estaba constituido casi en su totalidad por material orgánico (99,65%), el cual presentaba un 93,4 % de saturados. Este resultado indicó que se trataba de un problema de taponamiento por el depósito de ceras. La destilación simulada de alta temperatura, realizada en la muestra de crudo originalmente producido en este pozo, permitió la comprobación de una distribución amplia de pesos moleculares de las parafinas presentes en este crudo, y logró ubicarlo dentro de la categoría de Tipo II, lo cual permitió decidir el uso de un tratamiento químico, con la utilización de un inhibidor de parafinas como parte del mismo. La selección del aditivo se realizó evaluando la efectividad de una serie de productos comerciales presentes en el laboratorio, en términos de la disminución del punto de nube del crudo cuando 4000 ppm del aditivo son agregados al mismo. El aditivo seleccionado mediante esta metodología fue recomendado para su uso en el pozo, y los resultados obtenidos se presentan en la Figura 8, la cual muestra la historia de producción y estimulación vs. tiempo.

00

2020

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Tratamiento A

Tratamiento B

Figura 8. Tratamiento en un pozo con problemas de precipitación de parafinas

Tal como se observa en esta gráfica, se trata de un pozo problemático que ha disminuido su producción considerablemente debido al depósito de parafinas en la tubería de producción. Previo a este estudio se intentó incrementar la producción en este pozo mediante el tratamiento realizado con un producto “A”, el cual no sólo no solucionó el problema, sino que condujo a resultados contrarios a los esperados (una marcada reducción de los niveles de producción). Finalmente, en Septiembre de 1999, cuando el aditivo seleccionado en este estudio (Tratamiento B) fue utilizado, se alcanzó una mejor tasa de producción, la cual se mantuvo hasta Julio de 2000, cuando se recibió el último reporte de producción.

CONCLUSIONES Para asegurar el éxito de un tratamiento de inhibición de precipitación de sólidos orgánicos es fundamental hacer:

• Diagnóstico adecuado del problema.

• Selección del producto inhibidor adecuado.

• Diseño del tratamiento.

• Control de calidad de los productos y procesos involucrados en el tratamiento.

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• Control y seguimiento del tratamiento.

• Implantar las mejores prácticas operacionales: no dejar pozos en remojo con gas-oil por largos períodos (superiores a 15 días); hacer pruebas de compatibilidad de crudos, ya que mezclas de fluidos de diferentes arenas puede causar precipitación de asfaltenos; no utilizar gas rico para hacer mantenimiento de presión de yacimiento ni levantamiento de crudo con problemas de asfaltenos; no forzar solventes saturados a la formación.

CONTRIBUCIONES TÉCNICAS Desarrollo de una metodología de control de la precipitación de asfaltenos y parafinas, basada en el análisis sistemático de todos los factores involucrados en el problema de la formación de depósitos y en las mejores prácticas operacionales.

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