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CMP16_836
Diagnosis and treatment of formation damage by asphaltenes: Workflow for engineering
solution
Mario Alejandro Mosqueda Thompson
Resumen
En este trabajo se presenta, con un caso real de estudio, el flujo de trabajo para
diagnóstico, cuantificación y tratamiento de daño debido a depósito de asfaltenos en
la formación. Se evalúan los resultados del tratamiento cotejando con el potencial
estimado por análisis nodal e incluyendo indicadores económicos
La problemática en los depósitos de asfaltenos básicamente reside en la disminución
gradual en tiempo de la productividad del pozo si no se hace algo en consecuencia.
Por eso mismo, la adecuada selección del tratamiento a ejecutar, nos permitirá no
sólo tener las condiciones óptimas de explotación del pozo, sino también conocer a
nivel yacimiento el problema como tal.
En base a la metodología descrita a continuación, y en este caso particular se tiene
como diagnóstico la intervención de un pozo con un tratamiento inhibidor, logrando
así restablecer sus condiciones normales de explotación, y alargando en tiempo la
constante necesidad de limpiezas a fin de mantener la condición de producción. Esto
bien, nos permite ahorros sustanciales en el número de actividades recurrentes al
pozo, así como la creación del efecto deseado en la productividad del pozo.
La metodología como tal, es sin duda extensa, pero permite de manera general
poder dirigirse en caso muy en particular para generar soluciones específicas a la
problemática en cuestión y en su defecto contrariar el daño a la formación.
Introducción
El “depósito de asfaltenos” implica distintos problemas según el punto dentro del
sistema integral de producción en el que se presente. Para el ingeniero de yacimientos
puede significar daño a la formación debido a obstrucción de las gargantas de poro.
Para el ingeniero de producción implica además, obstrucción de equipo y tuberías
subsuperficiales y superficiales. Para el ingeniero de refinación los problemas se
presentan por obstrucción en la columna de destilación, disminución de la capacidad
de los tanques de almacenamiento y desactivación de catalizadores.
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El depósito de asfaltenos puede provocar:
Daño a la formación (disminución de permeabilidad)
Obstrucción de líneas de flujo
Estabilización de emulsiones
Falla en equipos de bombeo
Condiciones favorables para el depósito de parafinas y formación de hidratos.
Naturaleza
Los asfaltenos son compuestos aromáticos de alto peso molecular, pueden contener
C, N, H, O2, S y trazas de V y Ni. Se piensa que son producto de la oxidación de
resinas orgánicas y existen en solución coloidal en el aceite crudo estabilizados por
éstas. La composición química de los asfaltenos no está bien determinada. La
definición práctica es la siguiente: “fracción orgánica del aceite crudo que es no soluble
en alcanos de cadena lineal y bajo punto de ebullición, tales como n-pentano y n-
heptano”.
Mecanismos
La sola presencia de asfaltenos en el aceite no es causa de problemas de producción
por depósito de los mismos. Frecuentemente aceites con altas concentraciones de
asfaltenos no experimentan precipitación. Los asfaltenos se desestabilizan por: caídas
de presión por encima del punto de saturación, cambios en la composición que
disminuyen la concentración de las resinas y por variación en las fuerzas cortantes.
El valor de presión en el cual se observa la primera señal de asfaltenos se denomina
presión de floculación o AOP (“Asphaltene Onset Pressure”, por su nombre en inglés).
No debe confundirse la floculación con el depósito, el cual ocurre cuando los sólidos
dejan de moverse con la corriente y se vuelven una obstrucción.
Por lo general los asfaltenos floculan en valores cercanos y superiores a la presión de
burbuja. Lo anterior se explica debido a que la densidad de los alcanos ligeros cambia
más rápidamente que la densidad de las resinas al variar la presión. Una vez que la
presión de burbuja se alcanza, los compuestos ligeros son removidos y la
concentración de resinas en el líquido aumenta. Por lo tanto, debajo de la presión de
burbuja, la estabilidad de los asfaltenos incrementa conforme la presión disminuye.
Los cambios en la composición que disminuyen la relación resinas/asfaltenos pueden
provocar floculación. Por ejemplo, si una corriente rica en asfaltenos, pero que también
contiene suficiente cantidad de resinas para mantenerlos en solución, se mezclara con
una corriente con muy bajo contenido de resinas, los asfaltenos podrían flocular. El
bombeo neumático también disminuye la concentración de resinas y puede estar
asociado con floculación intensa en fluidos susceptibles.
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La temperatura por lo general no tiene efecto significativo, pero un incremento
considerable puede provocar problemas. El efecto estabilizador de las resinas ocurre
por interacciones polares, este mecanismo es debilitado por el calor, de la misma
manera que sucede con las emulsiones.
La floculación de asfaltenos es típicamente no reversible. Si una caída de presión hace
que los asfaltenos precipiten, represurizar el sistema por lo general no resultará en que
los asfaltenos vuelvan a estar en solución.
Pruebas de laboratorio
La recolección de muestras para análisis, debe ser hecho bajo las condiciones más
cercanas posibles a las originales en el yacimiento y deben preservarse hasta el
momento del análisis. Protocolos inadecuados de muestreo llevarán a que la
floculación e produzca en el recipiente de muestreo.
Las pruebas de laboratorio relacionadas al diagnóstico de problemas por asfaltenos
incluyen:
Determinación del contenido de asfaltenos, AST (Asphaltene Screening Test).
Pequeños volúmenes de aceite (0.3 ml) se agregan a un volumen mucho mayor
de heptano (10 ml). Después de una hora mide el porcentaje de sólidos en
volumen y si es menor de 4% los asfaltenos se consideran estables dentro del
crudo.
Despresurización a temperatura constante. Con la ayuda de dispositivos ópticos
es posible observar la formación de los primeros fóculos, determinar su cantidad
y tamaño.
Análisis SARA (Saturate, Aromatic, Resin and Asphaltene). Los componentes
del aceite crudo se fraccionan en cuatro grupos, uno de los cuales es el de los
asfaltenos.
Desarrollo del tema
Como candidato en el desarrollo de la metodología, se optó, por campos con
antecedentes problemáticos de asfaltenos, así como un candidato idóneo en pozo en
el que se pueda probar la resolución del problema con la metodología.
El campo CH está ubicado en el estado de Tabasco, a 40 km al Noroeste de la ciudad
de Villahermosa y a 23 km al Suroeste de la ciudad de Comalcalco.
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Figura 1. Ubicación geográfica regional del campo CH
La estructura del campo CH corresponde a un anticlinal con rumbo NW-SE,
determinada al norte por una falla inversa con buzamiento al poniente; hacia el oriente
una pequeña falla inversa con caída hacia el Este y flanqueadas por dos fallas
inversas principal (sello) que limitan al campo. La cima estructural de las calizas y
dolomías fracturadas del JSK.
Figura 2. Configuración geológico-estructural a nivel Jurásico del campo CH
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Pozo CH 1
El pozo CH 1 descubrió el campo CH en enero de 1991, alcanzó una profundidad de
5338m, quedando como productor en formaciones carbonatadas de edad Jurásico
Superior Kimmeridgiano (JSK) y potencial en el Cretácico. La producción inicial del
pozo CH 1 fue de 6,800 BPD de aceite, con una RGA de 163 m3/m3 y una presión inicial
de 993 kg/cm2. La temperatura promedio del yacimiento es de 139 °C.
La Figura 3 muestra un registro compuesto del pozo CH 1, donde se observan las
propiedades petrofísicas de la formación productora. Las características petrofísicas
de cada formación, fueron estimadas empleando los registros adquiridos durante el
desarrollo del campo: resistividad, neutrón, litodensidad, sónico, imágenes y
espectroscopia de rayos gamma, entre otros. La formación actualmente productora en
el campo es el JSK, la cual se encuentra constituida predominantemente por calizas
con un espesor neto promedio de 183 m. No existe alta variabilidad en porosidad a
nivel de JSK, los porcentajes de saturación de agua oscilan en un rango de 17-22% y
la permeabilidad está en el orden de 260 mD.
Figura 3. Configuración geológico-estructural a nivel Jurásico del campo CH
Comportamiento de producción
El gasto de producción de CH 1 se ha mantenido en una banda entre 1,500 y 2,500
BPD desde inicios de 2007. La producción de agua es mínima, con valores que
alcanzaron 3% a mediados de 2012 pero que durante 2013 se mantuvieron por debajo
de 1%. El gas de formación llegó a valores de hasta 4 MMSCFD a principios del año
anterior, pero durante 2014 se han mantenido por debajo de 1 MMSCFD. La
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producción en 2012 presentó comportamiento erratico con un valor medio alrededor
de los 2,300 BPD. En el lapso de un año entre julio de 2012 y julio de 2013 sólo se
realizaron 5 mediciones de la producción del pozo, todas ellas mostrando una
tendencia descendente. Durante 2013 el valor medio de la nube de producción fue de
1,700 BPD.
Figura 4. Parámetros de producción del pozo CH 1
En la figura 4 resaltan dos comportamientos: La tendencia a la baja del cúmulo de
puntos y su dispersión. La disminución de la producción el periodos tan cortos hace
sospechar de algún tipo de daño a la formación, pues el cambio en la presión de
yacimiento no es tan brusca como para provocar tales caídas en corto tiempo. La
inestabilidad del caudal de líquido se puede asociar a variaciones en el gasto de
inyección de bombeo neumático, algunos de los picos más pronunciados se reflejan
muy bien en la gráfica de gasto de inyección de BN en rojo. Los dos valores 0.0
MMSCFD en 2013 se grafican porque constan en el archivo histórico de producción,
pero deben tomarse con reserva pues al parecer están asociados a errores de
medición.
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Figura 5. Parámetros de producción referenciados a intervenciones del pozo CH 1
Análisis Nodal
Para estimar el potencial del pozo y descartar o reforzar la hipótesis de daño a la
formación se realizó un análisis nodal usando un modelo pseudoestacionario
alimentado con datos proporcionados por el grupo de yacimientos del Proyecto Bellota
CH y las mediciones del caudal del pozo (multifasicas en mayoría). Los resultados del
análisis nodal reforzaron la teoría de que la formación sufría de algún tipo de daño,
estimado entre 10 y 15.
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Figura 6. Análisis nodal con sensibilidades al daño del pozo CH 1
Daño Ql (BPD) Pwf (kg/cm2)
0 2,003 140
5 1,929 138
10 1,860 136
15 1,796 135
Daño por asfaltenos
Los problemas por asfaltenos en las instalaciones de producción del campo CH son
bien conocidos, pero no había certidumbre de que hubiese depósito en el medio
poroso. Dado que la producción del campo inició hace más de 23 años era lógico
pensar que la despresurización del campo hubiese llegado hasta el grado en el que la
floculación se presentara en la formación.
Con la ayuda del análisis PVT original se construyó la “Envolvente de Depósito de
Asfaltenos” (EDA) según la cual la floculación inició cuando la presión de yacimiento
alcanzó los 250 kg/cm2.
Al hacer acopio de la información del pozo se encontró el informe de un estudio
realizado en 2003 que evaluó la el problema de asfaltenos en el aceite de CH1 usando
3 muestras recuperadas y preservadas a las condiciones de yacimiento en ese
entonces. Pr = 218 kg/cm2 y T = 139 °C.
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Se realizó un análisis SARA cuyos resultados se muestran. Se empleó un sistema de
detección de sólidos capaz de captar en fotografía, estimar el tamaño y contabilizar las
partículas orgánicas conforme estas aparecen al despresurizar la celda PVT. El
sistema se represurizó y estabilizó hasta 421.8 kg/cm2, valor a partir del cual comenzó
la despresurización.
El valor de presión en el que los asfaltenos iniciaron a agruparse en sólidos
detectables por el equipo óptico fue 281.2 kg/cm2. Conforme la presión descendió
más, el tamaño y número de los asfaltenos aumentó como se muestra.
Figura 7. Transmisibilidad de luz en función de la presión
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Figura 8. Distribución de partículas en densidad y cantidad en función del volumen
Al comparar el histórico de producción con los valores de presión de yacimiento (Fig 7
y 8) se observa:
1) Disminución acelerada de la producción desde el inicio de explotación hasta 1999,
lo cual corresponde a la zona de pérdida acelerada de presión,
2) Entre 1999 y 2007 un periodo con disminución de producción regido por el depósito
de asfaltenos y en grado más débil que antes por pérdida de energía,
3) Despresurización del yacimiento más suave en el que los asfaltenos se formaran en
el área de formación cercana al agujero donde se tiene la mayor caída de presión.
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Figura 9. Histórico de producción del pozo CH 1
Figura 10. Histórico de presiones del campo CH
0
2500
5000
7500
10000
12500
Qo
[b
pd
]
0.0
7.5
15.0
22.5
30.0
37.5
Np
[M
Mb
bl]
HISTORIA DE PRODUCCIÓNCHINCHORRO-1:JSK
RGA : 195.19 m3/m3
Fw : 0.00 %
Np : 33.86 MMbbl
Qo : 1805 BPD
Gp : 30.62 MMMcf
Qg : 1.98 MMPCD
0
2
4
6
8
10
Qg
[mm
pcd
]
0.0
7.5
15.0
22.5
30.0
37.5
Gp
[m
mm
pc]
HISTORIA DE PRODUCCIÓNCHINCHORRO-1:JSK
RGA : 195.19 m3/m3
Fw : 0.00 %
Np : 33.86 MMbbl
Qo : 1805 BPD
Gp : 30.62 MMMcf
Qg : 1.98 MMPCD
1991 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 1475
150
225
300
375
450
RG
A [
m3
/m3
]
0
20
40
60
80
100
Fw (
%)
HISTORIA DE PRODUCCIÓNCHINCHORRO-1:JSK
RGA : 195.19 m3/m3
Fw : 0.00 %
Np : 33.86 MMbbl
Qo : 1805 BPD
Gp : 30.62 MMMcf
Qg : 1.98 MMPCD
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Tratamiento
En la gráfica de producción (Fig 5) se marcan con líneas verticales azules las
“limpiezas de circuladas”, que son limpiezas de aparejo que hacen fluir productos de
limpieza sin entrar a formación, y con líneas de color café las “limpiezas directas” en
las cuales el tratamiento se inyecta al medio poroso (tratándose en realidad de una
estimulación). Todos los tratamientos realizados han sido de carácter correctivo, se
observa que poco éxito han tenido en mejorar la productividad y sólo se aprecia un
efecto benéfico en a muy corto plazo.
Se optó por un tratamiento preventivo que inhibiera el depósito buscando efectos de
mayor duración y mayor incremento de producción. Se seleccionó un inhibidor de
asfaltenos para el medio poroso que funciona por adsorción, buscando aplazar el
tiempo entre intervenciones y simplificar la operación ya que no requiere de ningún
activador como es el caso con otros inhibidores.
Las figura 11 ilustra el procedimiento tradicional. Primero se bombea un activador,
luego un espaciador seguido por el inhibidor. Al desplazar los fluidos, estos se mezclan
en la formación y el inhibidor se activa.
Figura 11. Ilustración del efecto del inhibidor
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El inhibidor por adsorción no requiere activador alguno, se bombea a la formación, se
deja reposar (haciendo necesario cerrar el pozo por al menos 8 horas) y después se
pone a producir de nuevo.
Figura 12. Efecto por pasos de un tratamiento de inhibición de asfaltenos
Resultados
Se bombearon 10 m3 de sistema no reactivo + 40 m3 de inhibidor al 12.5% en sistema
no reactivo con gastos de 4 BPM nitrogenado a 70 m3/min. La gráfica de producción
que incluye datos de 2014 (Fig 13) muestra la traslación de la nube de puntos de
producción mejorando el valor medio de producción en al menos 200 bpd. Además en
6 meses (noviembre 2013 a mayo 2014) sólo se han realizado dos Limpiezas Directas
y una Limpieza Circulada, mejorando la efectividad de los otros dos grupos de
estimulaciones (2012 y 2013). El problema de la inestabilidad de la producción
obedece a que la producción asistida del pozo requiere debe ser optimizada.
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Figura 13. Parámetros de producción con intervenciones antes y después del
inhibidor.
Así mismo en la figura 14 podemos observar claramente el efecto de estabilización en
la producción de aceite después del tratamiento con inhibidor y la reducción de
intervenciones recurrentes para limpiezas del pozo.
Figura 14. Mediciones con intervenciones antes y después del inhibidor.
.
Tratamiento con
inhibidor Intervenciones de
limpieza
Tratamiento
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Conclusiones
La metodología integral para la evaluación, análisis y diagnóstico en la reducción del
daño a un pozo, en este caso en particular, por asfaltenos, nos permite tener
múltiples opciones de solución a nuestra problemáticas, así como encausar
soluciones particulares en diferentes sentidos.
La generación del daño como causa raíz, y la remoción del mismo como solución y/o
mejora en un pozo es algo con lo cual el área de ingeniería en productividad se
avoca a estudiar a consciencia, con la finalidad de garantizar la correcta explotación
de los yacimientos, así como en incrementar la promesa de valor a las intervenciones
tal es el caso mostrado.
De tal manera, que saber aplicar la metodología como obtención del problema raíz,
principalmente nos permitirá visualizar la solución específica en el enfoque deseado.
Aunque a veces no se tiene claro el problema, permite discernir y descartar
técnicamente cualquier variable fuera de orden que ayude a tener una solución o
soluciones clave para el resultado del análisis.
Agradecimientos
Al Dr. Carlos Pérez Téllez por su invaluable apoyo técnico-humano, al Ing. Raúl
Carrillo Rangel por su motivación y determinación y al Ing. Miguel Ángel Zarate por
su amistad y fe.
Referencias
SPE 18894. Identification and Treating of Downhole Organbic Deposits. G.E Addison,
Petrolite Corp.
SPE 1892. Asphaltene Deposition: A comprehensive Description of problem
manifestations and modeling approaches. K.J. Leontaritis, U. of Illinois.
SPE 18473. Asphaltene deposition in production facilities. Ruksana Thawer, SPE
SPE 16258. Asphaltene flocculation during oil production and processing: A
thermodynamic colloidal model. K.J. Leontaritis. U. of Illinois.
SPE 13796. Formation damage prevention through the control of paraffin and
asphaltene deposition. M.E. Newberry, Petrolite Corp.
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Autor
Mario Alejandro Mosqueda Thompson
Biografía
Ingeniero en petróleo y gas natural egresado de la Universidad Olmeca, en
Villahermosa, Tabasco; enfocado desde un inicio en el área de ingeniería en
productividad de pozos para el Proyecto de Explotación Bellota Chinchorro, PEMEX
E&P en México.
Miembro del Colegio de Ingenieros Petroleros de México Sección Villahermosa, ha
participado como ponente de múltiples trabajos, tanto como autor como coautor en
las Jornadas Técnicas de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México,
Delegación Comalcalco y México, D.F., de igual manera en los Congresos
Mexicanos del Petróleo, Foros de Intercambio de experiencias Tecnológicas de PEP,
Foro de Productividad de Pozos, Petroleum Exhibition Conferene of Mexico
(PECOM) y Optimization Matters Conference, entre otros eventos. Actualmente es
ingeniero de producción y productividad de pozos, manteniendo constante interés de
aprendizaje y actividad en acciones innovadoras para fin de generar valor, tanto en
información como en traducción de barriles.