estudio sobre la depositación y remoción de asfaltenos

R. Kenneth Ramos L.

Estudio sobre la depositación y remoción de asfaltenos durante el flujo a través de medios porosos.

R. Kenneth Ramos L.


Agradecimientos:

A Dios, que con Su suave mano me ha llevado hasta este punto, aun yo teniendo otros planes en

mi mente, sin saberlo ha ido poniendo el camino frente a mí.

A mis pastores, que con atención me han escuchado y en sus oraciones me han tenido, además de

siempre estar ahí para brindarme concejo.

A mis padres que con mucho esfuerzo han logrado esta meta en mí, en especial a mi mamá Anita

Loredo por su paciencia y comprensión además de la libertad y confianza que me ha brindado

todo este tiempo.

A mi hermana, le agradezco su valor y fuerza, poco a poco me he contagiado un poco de esa

energía que la caracteriza, desafortunadamente a mi no me funciona tan bien como a ella, pero es

inspirador intentarlo.

A mi hermano, gracias por la paciencia que me ha tenido principalmente estos últimos años, que

la mía ha ido en decremento o desaparición; por la obediencia y principalmente por la bondad en

su corazón.

A mi familia que desde donde están sé que me desean lo mejor y me echan porras.

A la familia Nieuwejaar que con su buen carisma, generosidad y fuerza interna lograron cambiar

mi perspectiva del mundo, haciéndolo más pequeño, y conquistable.

A las familias Frutis y Resendiz, que me aceptaron en su hogar, principalmente a la familia

Azuara Diliegros que me han hecho sentir como un integrante más de la familia, gracias Mehry,

gracias Adry, Gracias Luz y Adrián.

A Rigoberto, que con sus pláticas amenas me hizo cambiar de IT a PE.

A mis amigos de la generación y degeneración que con paciencia, comprensión, camaradería,

apoyo, y enseñanza-aprendizaje, hicieron del tormento universitario una fiesta de 4.5 años que

aun continua. Alejandro, Agustín, Rebeca, Javier, Carstensen, David, Didhier, Otto

Mellado, Hiram López (que no son lo mismo, aunque ebrio diga otra cosa), Franz, Francisco,

R. Kenneth Ramos L.


Gris, Liz Inda, Jesús Morales, Joel Blanco, Josué, Julio, Enrique Cosio, Erick, Juan Carlos

"kikiri", Eduardo Resendiz, Guillermo Pérez, Liliana Pérez, Lalo, Lizéth, Levi, Uzziel

Cruz, Marco, Miyer Frutis, Miriam González, Nancy, Oscar, Pepe Calderón, Sandro,

Romer, Roberto, Saúl, Tarque, Tatiana, Vicky, Vicente, Yoli Mora.

A mis amigos de siempre, o de hace algún tiempo pero que aún siguen conmigo: Abraham

Cruces, Aida Vela, Aldo Vela, Edgar Sierra, Juan Campero, Jorge Zghaib y Nancy Suarez.

Gracias por creer en mí y tenerme en su corazón.

A mi amigo Gibran por haberse ofrecido para ser mi asesor de tesis, y haberme dado una

introducción de lo que es perforación direccional, gracias por perdonarme en mis cambios de tema

y aconsejarme en mis decisiones académicas.

A mi asesor Dr. Eduardo Buenrostro que con buen rostro ha ido llevándome con paciencia a

través de los caminos del conocimiento de todo lo escrito en esta tesis. Me abrió un espacio en su

lugar de trabajo e incluso me abrió las puertas de su hogar. GRACIAS.

A Rubén Mercado por darme tantas opciones y oportunidades de crecimiento.

A Enrique Morfin Faure por sus enseñanzas a lo largo de mi carrera, la confianza y apoyo.

A Sergio Álvarez por todo su apoyo y colaboración con el experimento, gracias por las prácticas

enseñanzas.

En especial a mi amiguísima Brenda Azuara quien me acompaño fielmente en el camino siendo

mi mano derecha; yo siendo su izquierda, alejando la soledad, atrayendo la felicidad,

espantando las malas vibras, recibiendo bendición, gracias amiga mía, Europa oriental nos

espera.

Siento que aún me faltan muchos por agradecer, pues este ciclo se ha cumplido pero es el continuo

de muchos otros en los cuales he recibido el apoyo de muchas otras personas, a todos ellos:

G R A C I A S

R. Kenneth Ramos Loredo

R. Kenneth Ramos L.


“Je pensé, donc je suis”

Descartes

R. Kenneth Ramos L.


Contenido i

TABLA DE CONTENIDO

Resumen ....................................................................................................................................................... iii

Abstract ......................................................................................................................................................... iv

Capítulo 1. Introducción ................................................................................................................................. 1

Objetivos .................................................................................................................................................... 3

Alcances ..................................................................................................................................................... 3

CapÍtulo 2. Generalidades .............................................................................................................................. 4

Medio Poroso ............................................................................................................................................. 4

Parámetros de la roca ............................................................................................................................. 4

Daño a la formación.................................................................................................................................... 8

Mecanismos de daño a la formación ....................................................................................................... 8

Daño a la formación por depositación orgánica .......................................................................................... 9

Características de los aceites asfalténicos ............................................................................................. 11

Mecanismos de precipitación de asfaltenos .......................................................................................... 13

Control dela precipitación de asfaltenos ............................................................................................... 15

Capítulo 3. Experimentos de depositación y remoción de asfaltenos en medios porosos ............................. 19

Características del medio poroso, el aceite y los sistemas químicos .......................................................... 19

Muestras del medio poroso .................................................................................................................. 19

Muestra de aceite ................................................................................................................................. 20

Sistemas químicos ................................................................................................................................ 21

Metodología ............................................................................................................................................. 23

Sistema experimental ........................................................................................................................... 23

Resultados y discusión .............................................................................................................................. 27

Experimentos Preliminares ................................................................................................................... 27

Experimentos finales............................................................................................................................. 32

R. Kenneth Ramos L.


Contenido ii

Conclusiones ................................................................................................................................................ 39

Bibliografía ................................................................................................................................................... 41

Anexo A Indice de tablas, figuras y gráficos .................................................................................................. 44

Anexo B Ejemplo de tabla de datos............................................................................................................... 45

Anexo C Pruebas al sistema .......................................................................................................................... 46

Anexo D Procedimientos .............................................................................................................................. 47

Procedimiento de armado de porta núcleo (A): ........................................................................................ 47

Procedimiento de obtención de la permeabilidad intrínseca de la roca al aceite (B) ................................. 48

Procedimiento de daño (C1): .................................................................................................................... 48

Procedimiento de daño (C2): .................................................................................................................... 49

Procedimiento de limpieza (D1): ............................................................................................................... 50

Procedimiento de limpieza (D2) (sistema 0, 2, 3): ..................................................................................... 50

Procedimiento de limpieza compuesto (E) (o sistema 1) ........................................................................... 50

Procedimiento para rellenar el cilindro de aceite (F) ................................................................................. 51

Anexo E Equipo y materiales......................................................................................................................... 52

Equipo ...................................................................................................................................................... 52

Reactivos .................................................................................................................................................. 53

Glosario ........................................................................................................................................................ 54

R. Kenneth Ramos L.


Contenido iii

RESUMEN

La depositación de asfaltenos en formaciones productoras de aceite ha causado problemas por años, la selección de agentes químicos para controlar el daño provocado por depositación de asfaltenos ha estado limitada a estudios de disolución en bruto, hasta hace poco. La forma aceptada para tratar con estos problemas es el xileno, tolueno y otros solventes aromáticos, este método requiere el uso de grandes cantidades de éstos, así como tratamientos muy frecuentes. Este texto describe un condensado de observaciones encontradas para obtener un método para generar, remover y contabilizar daño orgánico causado por precipitación de asfaltenos en un medio poroso con el cual se evalúa el desempeño de diferentes productos químicos usados en diferentes sistemas de limpieza que mejoran el trabajo del xileno para la recuperación de la permeabilidad.

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Contenido iv

ABSTRACT

The deposition of asphaltenes in oil producing formations has caused problems for years. Selection of chemical control agents in the past has been limited to bulk dissolution studies on samples retrieved from production systems. The accepted way to treat these problems has been through the use of xylene, toluene and other aromatic solvents. This method requires the use of large amounts of these solvents, as well as a high frequency of treatment. This document describes a condensate of observations found in order to get a method to generate, remove and account organic damage caused by asphaltene precipitation in a porous medium with which it´s evaluated the performance of different chemicals used in different cleaning systems that improve the xylene performance in the recovery of permeability.

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Capítulo 1 Introducción 1

CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN

La depositación de asfaltenos puede ocurrir en cualquier etapa del sistema de producción (yacimiento, tubería de producción, instalaciones en superficie) (Buenrostro, 2002), entre las causas de precipitación están: la disminución de la presión (cuando se trata de aceite bajo saturado), la disminución de la temperatura, la presencia de componentes ligeros al aceite como CO2, N2, alcanos, algunos compuestos polares como la acetona (provocando un desequilibrio en la concentración de resina y de asfalteno). (Chávez-Alcaráz, 1991, Leontaritis, 1989). En este trabajo se versará acerca de la depositación de orgánicos en específico de asfaltenos en el medio poroso o en la formación. El daño a la formación se define como cualquier tipo de proceso que resulta en la reducción de la capacidad de flujo de aceite, agua o gas de la formación. El daño a la formación ha sido reconocido desde hace mucho tiempo como una causa importante de reducción de la producción en muchos yacimientos de aceite y gas. (Brant et al., 1991). Dentro de la categoría de daño químico se encuentra lo referente a los problemas ocasionados por asfaltenos. La presencia de asfaltenos en un aceite en producción, no necesariamente significa problemas de precipitación y depositación. Existen pozos en producción con un alto contenido de asfaltenos sin problema alguno y por otro lado existen pozos cuyo aceite con bajo contenido de asfaltenos pero con problemas severos. Los problemas con asfaltenos son complejos debido entre otras cosas a su naturaleza polar, su fuerza disolvente, la estructura molecular no uniforme, la formación de agregados, las formas irregulares de sus moléculas, etc. Se han hecho varias investigaciones acerca de este comportamiento y se obtienen ciertos resultados que no necesariamente son generalizables, ya que cada aceite tiene sus propias características. Cuando la producción de un pozo se reduce debido a la depositación de asfaltenos, lo más común es hacer un tratamiento de limpieza usando un disolvente aromático. Para que esto sea efectivo el disolvente debe poder solubilizar los asfaltenos y retenerlos en solución a través del sistema de producción, si los asfaltenos no son mantenidos dispersos o en solución, podría ocurrir una re-precipitación en cualquier parte del sistema en donde se tengan factores desestabilizantes. Una vez que la depositación ocurre, puede ser muy costoso en términos de tiempo de duración del trabajo, de producción diferida, y remplazos de bomba además de los costos de los químicos. Por lo que es importante optimizar el programa de tratamiento químico para disminuir la frecuencia de trabajos de limpieza en los pozos con esos problemas. (Thomas y Becker, 1995)

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El problema de obstrucción por depósitos orgánicos se presenta inicialmente a profundidades someras dentro del aparejo de producción, pero conforme la presión del yacimiento disminuye por efecto de la explotación, el cambio de condiciones termodinámicas en el aparejo desplaza este problema a mayores profundidades. Esta situación es particularmente grave en yacimientos productores de crudos ligeros en los que actualmente la presión de fondo y de yacimiento está cerca o por debajo de la presión de

saturación del crudo, pero aún dentro de la región de la envolvente de precipitación de asfaltenos. Como consecuencia de esta situación se incrementa sustancialmente la frecuencia de limpiezas a pozo que incluyen la cara de la formación, lo cual ha generada una alza en los costos de operación por el número de limpiezas que deben aplicarse para mantener la producción de los pozos. La selección del producto para el tratamiento adecuado depende del lugar donde ocurran los problemas, lo que lo causa, y la aplicación que se espera hacer, además, las pruebas de laboratorio también dependen de la extensión del problema y la preferencia del químico. Los trabajos típicos para tratar los problemas con asfaltenos son: limpieza de formación, inyección a presión en la formación, inyección continua para prevenir o retardar la depositación. En este trabajo se pretende hacer una comparación de los efectos de diferentes químicos en un medio poroso, permitiendo la evaluación del desempeño de estos en cuanto a la remoción del daño orgánico provocado por la depositación de asfaltenos se refiere, y a la reducción de la pendiente de decaimiento de la permeabilidad provocada por el flujo de aceite con contenido asfalténico y presencia de componentes ligeros, lo que se reflejaría en menos limpiezas al año, un costo de producción menor, menos tiempo perdido en trabajos al pozo, más producción y consecuentemente, mayor beneficio económico. Se estudiaron diferentes métodos y diagramas para experimentar con el medio poroso, (Kamath, 1995; Pedroza, 1995; Ali e Islam 1997; Minssieux, 1997, 1998; Shedid, 2001; Holmes, 2002; Hamadou, 2008) de los cuales se obtuvo el modelo que se utilizará en este trabajo, además de otros que sirvieron de apoyo para la comprensión del fenómeno. (Thomas et al, 1995; Papadimitrio, 2006)

Figura 1 Depositación en TP (Pwf:

presión de fondo fluyente, Pws:

presión de fondo estática, EDA:

envolvente de depositación de

asfaltenos)

Figura 2 Depositación en roca

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OBJETIVOS

El propósito de este trabajo es la evaluación de sistemas químicos de limpieza de daño orgánico causado en medios porosos por precipitación de asfaltenos, a través de establecer una metodología experimental para generar, remover y cuantificar el daño orgánico en el medio poroso.

ALCANCES

Comprender los mecanismos involucrados en la precipitación de asfaltenos y en la redisolución – dispersión de estos usando disolventes y productos químicos.

Establecer una metodología para generar, remover y cuantificar el daño orgánico en el medio poroso, además de evaluar diferentes sistemas químicos para restaurar la permeabilidad.

Evaluar distintos sistemas químicos de limpieza. Identificar el mejor sistema de limpieza entre los evaluados.

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Capítulo 2 Generalidades 4

CAPÍTULO 2. GENERALIDADES

MEDIO POROSO

Un medio poroso consiste de una matriz con una gran cantidad de poros y gargantas microscópicos, los cuales pueden ser considerados como tubos angostos donde puede pasar un fluido. La naturaleza de los poros de un material se establece por la aplicación de experimentos en una muestra y observando su comportamiento, ya que es bien sabido que los materiales porosos se comportan de manera diferente que los que no son porosos (Dullien, 1992). Las características de flujo de un medio poroso son representadas por su permeabilidad k y por su porosidad φ y algunas veces por su tortuosidad t (Wang, 1996). El valor de permeabilidad se determina experimentalmente y es utilizado como un índice cuantitativo de con qué facilidad un fluido puede pasar a través del medio. Una permeabilidad pequeña significa una gran caída de presión, debido al hecho de que el fluido encuentra una gran resistencia al movimiento a través del medio poroso. Por otro lado, si la permeabilidad es grande, la caída de presión es pequeña porque hay una pequeña resistencia al flujo. Una tortuosidad alta implica una gran desviación desde una trayectoria recta, y por lo tanto una caída de presión mayor en el flujo.

PARÁMETROS DE LA ROCA

Todas las propiedades macroscópicas del medio poroso son influenciadas, en mayor o menor grado, por la estructura de poro. Los parámetros macroscópicos de estructura de poro representan el comportamiento promedio de una muestra que contiene muchos poros. Los parámetros más importantes de la estructura de poro son la porosidad, la permeabilidad, el área de superficie (específica), el factor de resistividad a la formación y la presión capilar de penetración (desplazamiento) reducida (Dullien, 1992). Sin embargo, solamente se abordarán los primeros tres tópicos así como la tortuosidad.

POROSIDAD

La porosidad es la fracción del volumen total de la muestra porosa que es ocupada por el espacio de poro o espacio vacío. Dependiendo del tipo de medio poroso, la porosidad puede variar desde un valor cercano a cero hasta casi la unidad. (Scheidegger, 1960; Dullien, 1992) Es importante distinguir entre los dos tipos de espacio de poro o vacío; uno que forma una fase continua dentro del medio poroso, llamada espacio de poro “interconectado” o “efectivo”, y la otra que consiste de poros “aislados” o “no

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interconectados” dispersos sobre el medio. Los espacios de poro no interconectados no pueden contribuir al transporte de materia a través de medio poroso, sólo los poros interconectados o poros efectivos pueden hacerlo. Existen los llamados poros “ciegos” que están interconectados sólo de un lado. Aún cuando éstos pueden a menudo ser penetrados, estos poros tampoco contribuyen al transporte (Dullien, 1992). La medición de la porosidad se puede llevar a cabo por diferentes métodos experimentales; todos ellos miden el volumen de poro o vacio y el total del material. Los métodos más comunes son: método directo, óptico, imbibición, de inyección de mercurio, de expansión de gas, y de densidad.1

TORTUOSIDAD.

Es la medida de la desviación de la trayectoria real con respecto a la trayectoria global del medio poroso. La tortuosidad es medida por métodos eléctricos (Brown, 1980) en donde la muestra es sumergida en un fluido conductor de electricidad. La resistividad de la muestra sumergida se mide por una corriente alterna con frecuencia ω. Luego se compara con la resistividad del fluido mismo. Mediante la siguiente expresión es posible calcular la tortuosidad:

𝛼∞ = ∅𝑟𝑠𝑟𝑓

donde 𝛼∞ es la tortuosidad en el límite de frecuencia alta (ω →∞), φ es la porosidad, 𝑟𝑠 es la resistividad de la muestra sumergida en el fluido conductor y 𝑟𝑓 es la resistividad del

fluido mismo. En este caso, la tortuosidad puede ser considerada como la dificultad que tienen las corrientes eléctricas para pasar a través del material poroso. Entre más grande es la resistividad, más grande la tortuosidad del medio poroso.

PERMEABILIDAD

La permeabilidad es la capacidad de un material para que un fluido lo atraviese sin alterar su estructura interna. Se afirma que un material es permeable si deja pasar a través de él una cantidad apreciable de fluido en un tiempo dado. La permeabilidad es el término usado para la conductividad del medio poroso con respecto a la permeación de un fluido Newtoniano. La permeabilidad, usada en un sentido general, es de utilidad limitada porque su valor en la misma muestra porosa puede variar

1 http://www.lacomunidadpetrolera.com/cursos/propiedades-de-la-roca-yacimiento/procedimientos-para-medir-la-porosidad.php

http://es.wikipedia.org/wiki/Fluido

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con las propiedades del fluido y el mecanismo de permeación. Cuando se mantienen constantes las propiedades del fluido y del mecanismo de flujo se tiene entonces la “permeabilidad especifica” k, la cual es denominada como permeabilidad. Este valor es determinado únicamente por la estructura de poro. Una unidad práctica de permeabilidad es el darcy. Un material poroso tiene permeabilidad igual a 1 darcy si una diferencia de presión de 1 atm produce una velocidad de flujo de fluido de 1 cm3/s con una viscosidad de 1cP a través de un cubo teniendo lados de 1 cm de longitud, saturado al 100% de un solo fluido. Para materiales de muy baja permeabilidad, la unidad utilizada es (milidarcy) md = 0.001 darcy (Ortega, 2003)

APLICACIÓN DE LA LEY DE DARCY EN LA INGENIERÍA DE YACIMIENTOS

La ley de Darcy es una base para modelar el transporte de fluidos en medios porosos. En aplicaciones donde la velocidad de los fluidos es baja (como en el flujo del agua bajo la tierra y el petróleo en los yacimientos) la Ley de Darcy describe satisfactoriamente el transporte de fluidos en medio porosos (Teng y Zhao, 2000). En el estudio de tapones de núcleo (sintéticos y de rocas de yacimientos) para una amplia variedad de líquidos, la ley de Darcy puede expresarse de manera generalizada de la siguiente manera (Torsaeter y Abtahi, 2003):

L

PAkQ

(1.1)

donde Q es el flujo volumétrico, k es la permeabilidad absoluta del medio poroso, P

es el gradiente de presión en el medio poroso, es la viscosidad del fluido y L es la longitud del tapón de núcleo de análisis. Para medir la permeabilidad en un medio poroso isotrópico, generalmente de forma cilíndrica mediante el flujo de fluidos a través de la muestra (de forma lineal) se pueden utilizar tanto líquidos como gases, que no alteren las propiedades del medio poroso y la determinación se basa en la medición de la diferencial de presión para un flujo volumétrico dado. En el caso de flujo de gas, debido a la compresibilidad de los gases, las propiedades varían según la presión y el gasto lo cual hace necesaria una corrección del efecto Klinkenberg.

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RESTRICCIONES DE LA LEY DE DARCY

La Ley de Darcy requiere que las fuerzas de fricción entre el medio poroso y el fluido predominen sobre las fuerzas inerciales del fluido. La invalidez de la Ley de Darcy resulta cuando la distorsión en las líneas de corriente, propia a los cambios en la dirección del movimiento, es lo bastante grande que ocasiona que los efectos inerciales sean significativos. La Ley de Darcy es aplicable solamente en los casos donde el flujo a través de los poros de un medio poroso pueda ser modelado como un flujo Stockes (laminar, incompresible y que no varíe su viscosidad), y que este saturada la muestra al 100% de un solo fluido, tal como el flujo de aceite en la matriz de un yacimiento; esta ley no considera los efectos inerciales y tampoco toma en cuenta los efectos de una frontera de sólido (es decir, no considera el efecto de pared ya que calcula solamente la caída de presión debido a la viscosidad) (Ortega, 2003). Para que la Ley de Darcy sea válida, debe usarse en un intervalo determinado del número de Reynolds para un medio poroso (Torsaeter y Abtahi, 2003; Ortega, 2003; Bear, 1972). En la literatura, el número de Reynolds para medios porosos es representado en función

del diámetro de poro del medio pRe

,

μ

ρdURe

pP

p

(1.2)

donde pU es la

velocidad en el poro, pd

es el diámetro de poro, es la densidad del

fluido y es la viscosidad del fluido. Bear (1972) distinguió tres regiones para el flujo de fluidos a través de medios porosos, las cuales se basan en el número de Reynolds del

poro pRe

o en el número de Reynolds de

partícula

partRe:

Figura 3 Limites de la Ley de Darcy según el número de Reynolds

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En números de Reynolds bajos se tiene una región donde el flujo es laminar, las fuerzas viscosas son predominantes y la ley de Darcy lineal es válida. El límite superior de este intervalo se encuentra en un valor del número de Reynolds entre 1 y 10. A medida que el número de Reynolds se incrementa, se observa una zona de transición. En el límite más bajo de esta zona se tiene el paso de un régimen laminar en donde las fuerzas viscosas son predominantes a otro régimen laminar donde las fuerzas inerciales controlan el flujo. En el límite superior de esta zona de transición se presenta un paso

gradual a flujo turbulento. Algunos autores sugieren que 100Re es el valor para el límite superior del régimen laminar, que algunas veces es referido como el régimen de flujo laminar no lineal. A valores altos del número de Reynolds se tiene el flujo turbulento

DAÑO A LA FORMACIÓN

El daño a la formación se define como cualquier tipo de proceso que resulta en la reducción de la capacidad de flujo de un aceite, agua o gas de formación. El daño a la formación ha sido reconocido desde hace mucho tiempo como una fuente seria de reducción en la producción en muchos yacimientos de aceite y gas y como causa de problemas de inyección de agua en muchos proyectos de ese tipo. (Brant et al, 1991)

MECANISMOS DE DAÑO A LA FORMACIÓN

El daño a la formación cae en cuatro amplias categorías basadas en el mecanismo que les dio origen:

Daño a la formación mecánicamente inducido o Migración de finos. o Entrada de sólidos. o Deformación del medio poroso por uso de herramientas.

Daño a la formación químicamente inducido o Hinchamiento de arcillas o Desagregación de arcillas o Depositación de parafinas, detritos, lodo asfaltico, etc. o Precipitación de sólidos (asfaltenos, sulfuros, diamantoides, hidratos,

incrustaciones minerales de carbonatos, sulfatos, etc) o Precipitados causados por incompatibilidad química de fluidos de inyección

con los del yacimientos (generación de lodo asfaltico). o Formación de emulsiones estables en la formación o Adsorción química o Alteración de la mojabilidad

Daño a la formación biológicamente inducido

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o Crecimiento de bacterias o Lodos bacteriales o Productos de la corrosión debido al H2S de la bacteria que reduce el sulfato

Daño a la formación térmicamente inducido o Transformaciones de minerales o Fenómenos de disolución de la roca y de la solubilidad o Alteraciones en la mojabilidad.

DAÑO A LA FORMACIÓN POR DEPOSITACIÓN ORGÁNICA

Las parafinas, asfaltenos y resinas son las fuentes típicas de generación de depósitos orgánicos tanto en tuberías como en la formación productora durante la producción de petróleo. Los depósitos orgánicos se pueden clasificar en dos grupos, las naturales y las inducidas (Houching y Hudson, 1986; Amaefule et al, 1988). La invasión de filtrados con alto pH en el área cercana al pozo y la inyección de fluidos con baja tensión superficial, como parafinas ligeras (e.g. pentano, hexano, diesel, gasolina, y condensados de gas) en el yacimiento pueden causar la precipitación del asfalteno (Amaefule et al, 1988). Los lodos asfálticos pueden formarse con algún ácido en condiciones de bajo pH las cuales pueden ocurrir en operaciones de estimulación reactiva de la formación. Leontaritis et al (1992) dice que “Las causas probables de la floculación de asfaltenos son: 1) la caída de la presión en el yacimiento debajo del punto en el cual los asfaltenos floculan y empiezan a precipitar, 2) Presencia de solventes como el metano o el dióxido de carbono en el yacimiento durante la recuperación mejorada. Después de flocular los asfaltenos muestran un cambio debido a la agregación y presentan una carga usualmente positiva, como resultado, muestran una tendencia a adherirse a superficies cargadas negativamente, como el caso de las arcillas o la arena” Mientras los pozos de los yacimientos que contienen aceite asfaltenoso producen, la depositación orgánica empieza en la sección de producción donde la presión cae al punto en que los asfaltenos empiezan a flocular, entonces, la zona de depositación gradualmente progresa hacia el fondo del pozo y eventualmente, entra a la formación. En especial, las formaciones arcillosas, que contienen por ejemplo caolinita, pueden inicialmente adsorber y retener los asfaltenos polares y las resinas rápidamente. (minssieux, 1997). Como resultado, se obtiene una superficie molecular multicapa de depósitos sobre la superficie del poro (Acevedo, 1995). Sin embargo, mientras los precipitados del asfalteno están suspendidos en la fase aceite se van combinando y formando agregados lo suficientemente grandes como para no poder pasar a través de las gargantas del poro y atorarse. El taponamiento de poros causa la perdida de permeabilidad más severa por que las gargantas que conectan los poros se cierran y o se

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forma un pastel que permite solo un poco de flujo, por lo que el flujo se obliga a ir por los poros más grandes. (minssieux, 1997) “Los depósitos orgánicos usualmente sellan el flujo porque son pegajosos y deformables, entonces, la conductividad y el flujo podría disminuir sin tener que llenar el espacio poroso completamente” (Civan, 1994, 1995) Leontaritis (1998) nos dice que el daño orgánico en los yacimientos es principalmente causado por la depositación de asfaltenos y esta región de depositación podría extenderse largas distancias en el pozo especialmente durante la recuperación de miscibles. El daño orgánico causado por la depositación de ceras está limitado a cortas distancias (entre 0 y 30 cm) del pozo, porque ésta en la zona del pozo ocurre generalmente cuando se enfría el aceite, ya sea por las presiones, o por la invasión y enfriamiento de aceite caliente saturado con cera disuelta de las paredes del pozo como resultado de un sobrebalance, o tratamientos de aceite caliente en el pozo. Leontaritis establece que el daño debido a los asfaltenos se puede explicar con tres mecanismos. El primero es el incremento en la viscosidad del fluido por la formación de una emulsión de agua en aceite si el pozo está produciendo aceite y agua al mismo tiempo. La viscosidad del aceite también podría incrementar con el aumento en la concentración de partículas de asfalteno en al área cercana al pozo conforme el aceite converge radialmente hacia el pozo, pero datos experimentales indican que el aumento en la viscosidad debido a la floculación de asfaltenos es despreciable. El segundo mecanismo es el cambio de mojabilidad de la formación de mojable a agua a mojable a aceite por la adsorción del asfalteno en la superficie porosa. Sin embargo este tampoco es tan importante ya que las formaciones con aceites asfaltenosos están compuestos por mezclas de mojabilidades, debido a que los asfaltenos ya han sido adsorbidos durante varios periodos geológicos. El

Figura 4 Taponamiento de gargantas debido a los asfaltenos. (Leontaritis, 1994)

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tercero y más probable mecanismo es la obstrucción de las gargantas de los poros por las partículas de asfalteno. Ver figura 4. Los problemas asociados a la depositación orgánica del aceite pueden ser evitados o minimizados al elegir condiciones de operación las cuales permitan que el aceite fluya en una ruta termodinámica fuera de la curva de depositación y además, que esta provea algo de información al respecto. (Leontaritis, 1992). Sin embargo, los modelos matemáticos que implementan los diagramas de fase de la depositación también son necesarios para desarrollar óptimas estrategias de mitigación de los problemas de depositación durante la explotación de petróleo. Podría pensarse que si se agrega aceite desasfaltado o resinas para inhibir la precipitación de los asfaltenos, debería funcionar; estudios han mostrado que no son efectivos inhibidores, pues para que logren mover el punto de precipitación se requiere más del 60% de fracción de masa. Las resinas tienen entonces un efecto de inhibición muy modesto. Pero en cambio los surfactantes tienen un efecto inhibidor mucho mayor ya que estos interactúan con las moléculas de las resinas y la de los asfaltenos (debido a sus terminales). Estos mecanismos se explican en términos del modelo de micelización (Taher et al. 2002)

CARACTERÍSTICAS DE LOS ACEITES ASFALTÉNICOS

En la figura 3 (Speight, 1999) se muestra el cambio de composición del aceite crudo en función de la temperatura de ebullición desde aceites ligeros hasta los aceites más pesados. En general el aceite crudo está formado por una gran variedad de hidrocarburos con diferentes puntos de ebullición y propiedades químicas. La alteración química o física del equilibrio entre las diferentes fracciones de hidrocarburos que conforman el aceite puede afectar la compatibilidad de sus fracciones moleculares pesadas como son los asfaltenos las parafinas y las resinas y crear varios problemas, como la separación de sólidos, (precipitación, formación de sedimentos) durante varias etapas

de la producción del petróleo, su transportación y procesado.(speight,1996)

00

100 200 300 400 500

20

40

60

80

100

Rango de temperatura de ebullición (oC)

Com

posi

ción (

% p

eso

)

Aceites ligeros Aceites pesados

Poliaromáticos

Monoaromáticos

Polinaftenos

Naftenos

Parfinas normales y ramificadas

(Monocicloparfinas )

(Policicloparfinas )

Figura 5 Puntos de ebullición

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Los asfaltenos son una fracción del petróleo insoluble en alcanos normales como n-pentano, n-hexano, n-heptano, etc. Y algunos disolventes polares como acetona, pero soluble en hidrocarburos aromáticos como tolueno y xileno y disolventes polares como cloroformmo diclorometano o disulfuro de carbono. Esta fracción está integrada por una mezcla compleja de compuestos predominantemente de tipo polar. Son considerados como materiales aromáticos de muy alto peso molecular (1000-50000). Una fórmula empírica que se ha postulado para representar una estructura amorfa promedio de los asfaltenos es C74 H87 N S2 O. Los asfaltenos existen en el petróleo en forma de agregados rodeados y estabilizados por resinas (agentes peptizantes) que los mantienen en suspensión. Resinas: Moléculas polares y aromáticas, también en muchas ocasiones contienen heteroátomos y metales, rodean a las estructuras de asfaltenos y se disuelven en el aceite y mantienen al asfalteno en suspensión, su superficie es activa y en algunos estados termodinámicos forman sus propias micelas reversibles. Están polidispersas y tienen un rango de polaridad y aromaticidad. Se consideran las precursoras de los asfaltenos Ceras parafínicas: Formadas principalmente por hidrocarburos alifáticos (en cadena lineal o ramificada) que cambian de estado líquido a sólido durante la producción convencional de crudo y en las operaciones de procesamiento. Además de los alifáticos, los depósitos de campo usualmente contienen aromáticos, nafténicos, resinas, y moléculas asfalténicas también. La combinación de esto se llama cera. Las ceras parafínicas usualmente se derriten a las 45°-70°C. Las ceras de campo contienen moléculas que pueden tener puntos de hasta 90°C. “Ya que las ceras, asfaltenos y la mayoría de las resinas son sólidas en sus formas puras y las otras moléculas de aceite están en forma líquida, la mezcla total de aceite es una solución líquida de ceras, asfaltenos y resinas. En general, las ceras y las resinas se disuelven en el aceite, aunque los asfaltenos se quedan en un estado coloidal sin disolver” (Civan, 2000) “Los asfaltenos se definen como los sólidos que precipitan del aceite cuando se le agrega un exceso de solventes, en general el pentano y el heptano” (Andersen et al, 1997) Entonces para propósitos prácticos, el crudo se considera en dos partes, la primera consiste en los componentes asfalténicos polares de alto punto de ebullición, esta fracción actúa como un solvente y mantiene en suspensión a los asfaltenos. Sin embargo, los asfaltenos no se dispersan a menos que existan presentes algunas resinas. Las resinas ayudan a los asfaltenos a dispersarse y mantenerse en suspensión por las reacciones acido base y algunas interacciones con los hidrógenos. (Speigh, 1996). Un aceite que contiene asfaltenos no necesariamente causará problemas de asfaltenos durante su recuperación y procesamiento. Un crudo ligero o mediano que contiene

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pequeños porcentajes de asfaltenos puede crear más problemas de precipitación durante la producción primaria (DeBoer et al, 1995). Crudos pesados pueden contener mayores cantidades de asfalteno y pocos problemas de precipitación debido a que el propio aceite puede disolver más asfalteno. (Leontaritis et al, 1992) Según él, podría prevenirse o al menos moverse el punto de floculación agregando resinas y aromáticos, esto, se ha comprobado experimentalmente que no es suficiente. “Comparado con los surfactantes, grandes cantidades de resinas se necesitarían para poder producir el mismo efecto de inhibición de asfaltenos” (Taher et al, 2002).

MECANISMOS DE PRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS

La mecánica de precipitación de los asfaltenos es muy compleja, se tienen dos hipótesis, en una los asfaltenos están en solución con el aceite, y en la otra, los asfaltenos están como agregados, simplemente suspendidos en el aceite, usando a las moléculas de la resina como estabilizantes, formando una solución coloidal. (Islam, 1994; Buenrostro, 2002) Polidispersividad: Un estado estable de polidispersión se puede alcanzar por cierta relación apropiada de constituyentes polares y no polares, ligeros y pesados a una temperatura y presión dada. Entonces cuando la composición, temperatura, o presión cambian, el sistema se puede volver inestable y llevar a otros procesos inconvenientes. Efectos coloidales: A altas concentraciones, los asfaltenos tienden a asociarse en forma de largas partículas, en presencia de algún agente peptizante como las resinas estas partículas pueden absorber los agentes peptizantes y suspenderse en el aceite. Efecto de agregación: Cuando la concentración del agente peptizante es baja y su cantidad adsorbida no es suficiente para ocupar la superficie de la partícula completamente, varias partículas se pueden combinar para formar partículas más grandes. Este fenómeno también se llama floculación. Cuando las partículas se vuelven suficientemente grandes y pesadas, tienden a depositarse.

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Figura 6 Proceso de agregación o floculación que concluye en adsorción

La composición: Cuando el peso molecular del alcano aumenta, la cantidad de asfalteno precipitado disminuye, cuando el número de carbonos de alcano aumenta, el volumen de disolvente por gramo de aceite necesario para que la precipitación suceda aumenta. Si aumenta el volumen de alcano normal por gramo de aceite, la cantidad de material precipitado aumenta. Los alcanos ligeros inducen la precipitación así como el nitrógeno o el dióxido de carbono inyectados. (Buenrostro, 2002). También influye el que tipo de alcano ligero es el que causa la precipitación ya que entre más ligero sea el alcano usado como precipitante, la cantidad de material precipitado será mayor pero además tendrá un contenido mayor de moléculas ligeras tanto asfaltenos como resinas, lo que implica una disminución en el peso molecular promedio y en la aromaticidad del material. (Buenrostro, 2002) La temperatura: Afecta directamente a la solubilidad de los maltenos. Una temperatura alta significa energía cinética alta, lo que afecta negativamente en las interacciones de agregación entre los asfaltenos. Efecto de la presión: La solubilidad de los asfaltenos disminuye junto con la presión por arriba del punto de burbuja del crudo; cuando ocurre la expansión del crudo, disminuye su densidad lo que provoca menor solubilidad de los asfaltenos. Mientras que cuando estamos en la presión por abajo del punto de burbuja, la solubilidad aumenta conforme se despresuriza el crudo, esto debido a que la densidad del crudo aumenta con la disminución de la presión en este punto. Lo que nos hace observar que el punto en el que la solubilidad de los asfaltenos es menor es en el punto burbuja. (Buenrostro, 2002)

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Pre

sión

Temperatura

L

L-V

L-S

L-V-S

0

0

0.3

0.3

0.6

0.6

0.9

0.9

Curvas de calidad de la formación de la fase sólida0 - formación incipiente, 1 - cantidad máxima.

Diagrama de fases de la depositación de asfaltenos: Es un diagrama en el que se encuentra la envolente de precipitación de asfaltenos o (EPA), y es el lugar geométrico en el que se unen esos puntos de presión y temperatura que se discutieron con anterioridad en el que la depositación de los asfaltenos ocurre, esto se hace con dispositivos que logran preservar las características del aceite como se obtienen desde el yacimiento. Esta envolvente nos da información para estimar las condiciones a las cuales ocurrirá la precipitación. (Buenrostro, 2002)

REVERSIBILIDAD DE LA PRECIPITACIÓN

La reversibilidad es un tema un tanto controvertido ya que no se debe solamente a un factor, sino varios en combinación. En lo que respecta a la presión simplemente al regresar la presión a un punto en el que no exista la precipitación, entonces lo precipitado empieza a redisolverse, ya sea aumentando la presión cuando nos encontramos arriba del punto de burbuja (y con ello aumentando la densidad del crudo) o disminuyéndola cuando estamos bajo el punto burbuja provocando entonces un aumento en la densidad debido a la evaporación de las partes ligeras del crudo. De manera similar la temperatura. En lo que respecta a la composición si tiene un efecto muy importante en la estabilidad de los asfaltenos, el cambio provoca la formación e material que no se puede redisolver, si se regresa el aceite a la composición original es posible llegar a disolver el material precipitado. “La redisolución de los asfaltenos es un proceso posible, pero cinéticamente muy lento. En base a esta evidencia experimental, se asume que la precipitación es un proceso termodinámicamente reversible.”

CONTROL DELA PRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS

DISPERSANTES E INHIBIDORES

Para entender cómo funcionan los dispersantes de asfaltenos (AD’s) y los inhibidores (AI´s), se necesita determinar la estructura, peso molecular, y el mecanismo de agregación del asfalteno. La estructura del monómero de asfalteno y el tamaño de su sistema de anillos aromáticos en el crudo han estado sujetos a mucha discusión. Los dos modelos que han sido propuestos por la literatura son, primero el “continental” o “modelo isla”, que propone un monómero de estructura asfalténica con un peso molecular en un rango de

Figura 7 Envolvente de Precipitación de Asfaltenos

(EPA)

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500-1000Da, con un máximo de 750Da consistente de, en promedio, un núcleo con más o menos seis o siete anillos aromáticos fusionados rodeados de varios grupos alifáticos con algunos heteroátomos. El segundo modelo es el “archipiélago” o “tipo rosario”, que propone que el monómero individual de asfalteno está compuesto de partes de grupos policondensados que consisten de cinco o siete anillos aromáticos cada uno conectado por una cadena corta de alifáticos, posiblemente conteniendo puentes polares de heteroátomos. Los asfaltenos están presentes con un gran rango de estructuras, así que estos modelos son sólo representativos. Existen dos métodos químicos para controlar asfaltenos en operaciones de producción, la prevención con AD´s (dispersantes) y AI´s (inhibidores) y el remedio con disolventes de asfalteno (solventes o aceite desasfaltado) Los inhibidores proveen una inhibición real en el que previenen de la agregación a las moléculas de asfalto. Además, estos pueden cambiar la presión de floculación del asfaltenos. Por lo que, puede mover la precipitación del asfalteno y su depositación de pozo hacia un punto en el sistema de producción donde se pueda lidiar con él de forma mucho más fácil. Los inhibidores pueden ser ordenados por el punto de floculación determinado. Los dispersantes no afectan el punto de floculación pero reducen el tamaño de la partícula del asfalteno floculado, manteniéndolos en suspensión en el aceite. Muchos inhibidores pueden funcionar como dispersantes pero, los dispersantes generalmente no funcionan como inhibidores. Se sabe que inhibidores y dispersantes pueden ser específicos al tipo de aceite, por ejemplo, un inhibidor polimérico con cabezas polares próticas, y una cola alifática previene depositación de asfaltenos en aceite A, pero no en el aceite B. Y por el contrario, una amina no polimérica trabaja bien en el aceite B pero no en el A. En general, los inhibidores son polímeros o resinas a diferencia de los dispersantes que usualmente son surfactantes no poliméricos, aunque muchos surfactantes poliméricos inhibidores funcionan como dispersantes. Para prevenir la agregación de moléculas de asfaltenos, los inhibidores necesitan muchos puntos moleculares de interacción para una buena inhibición, por lo que, necesitan polímeros. Si además el inhibidor contiene cadenas largas de alquil en la periferia del asfalteno esto puede ayudar a dispersar cualquier agregado de asfalteno que se haya formado. Esto se asume que ocurre también en los dispersantes no poliméricos. Los componentes polares o aromáticos en los surfactantes dispersantes del agregado de asfaltenos ayudan a cambiar la polaridad de la parte exterior del agregado y lo hacen más similar a un dispersante y al mismo tiempo a dispersarse en el aceite. Algunos estudios han mostrado que el incremento en la dosis de un dispersante puede de hecho tener efectos negativos en la agregación de asfaltenos, posiblemente por la autoasociación de las moléculas del surfactante dispersante.

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Para los inhibidores, un estudio en la precipitación de asfaltenos con heptano mostró que hasta que se alcanza la concentración critica del inhibidor, no se ve ningún efecto; en la concentración critica y arriba de esta, se ve un efecto dramático ya que de hecho detiene a los asfaltenos de su floculación. Los dispersantes en el mismo estudio, sin embargo, no mostraron ningún efecto en concentraciones críticas y actúan más o menos proporcionalmente a la concentración. Un estudio en algunos inhibidores comerciales mostró que algunos productos no redujeron la presión a la que ocurre la floculación de asfalteno, o el promedio del tamaño de la partícula pero si redujeron la acumulación de partículas en comparación con una muestra que no estaba tratada. Se ha propuesto un modelo termodinámico para la inhibición de precipitación de asfaltenos que trata a los asfaltenos como micelas. La interacción de adsorción entre un asfalteno y su molécula amfifílica (resina natural o aditivo sintético) es considerada el más importante parámetro para la estabilización de las micelas asfalténicas en el crudo. Ya que los inhibidores pueden prevenir la floculación de asfaltenos, se aplican mejor a partir de la presión de punto de burbuja, que comúnmente se encuentra dentro del pozo, pero no en el yacimiento. Los dispersantes pueden ser usados más allá de eso, por ejemplo, donde el inhibidor podría no ser suficiente, los asfaltenos floculados necesitan ser dispersados para prevenir la depositación. Se sabe en general que se usa ya sea un inhibidor o un dispersor, pero no ambos. Como el inhibidor tiene propiedades de dispersante. La clave es lograr que el inhibidor se adsorba en la formación y que no regrese tan rápidamente si no, la vida útil del tratamiento es demasiado cara para el costo. Una muestra de laboratorio mostro que la selección del mejor desempeño de un inhibidor no necesariamente es la mejor opción para inyectar a presión si tiene una pobre adsorción de la roca. La vida de un tratamiento de presión es de 2-6 meses dependiendo de la severidad del problema de asfaltenos. Para ayudar a la adsorción del inhibidor en la roca, se pueden agregar grupos muy polares como los ácidos carboxílicos. Los grupos fosfato podrían ser introducidos a los inhibidores poliméricos, ya que se sabe que adsorben más fuerte que los ácidos carboxílicos.

USO DE SOLVENTES

Los solventes son y continuaran siendo una parte esencial de las herramientas de todo ingeniero para lograr una terminación efectiva, un tratamiento de estimulación o algún trabajo al pozo. Tradicionalmente los solventes más comúnmente usados han sido, xileno, tolueno, nafta aromática y solventes de refinería. (Curtis, 2003) Los solventes son usados primero que nada para limpiar y remover la depositación orgánica y el daño provocado por esta, como el asfalteno y la parafina, de las tuberías y de la matriz de la formación. Los depósitos de parafina se forman debido al decremento en la temperatura.

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Consecuentemente, hay un potencial de depositación de orgánicos dentro de las tuberías y cerca del pozo en la formación durante toda la vida del pozo: perforación, terminación y trabajos. Históricamente estos depósitos orgánicos han sido tratados con solventes aromáticos, en forma de una limpieza circulante tubular o inyecciones en la matriz de la roca. Los solventes frecuentemente se emulsifican con ácido para crear una dispersión ácido en solvente, usada para remover restos inorgánicos, oxidación, molienda, o cualquier otro agente taponante que ha sido impregnado con hidrocarburos como la parafina, condensado, asfalteno o cualquier otro depósito de aceite. Incluso pozos de inyección de gas o agua pueden sufrir de la depositación de aceite suspendido o lubricantes del compresor que pueden cubrir los depósitos solubles del ácido y actuar como una barrera de difusión. Una limpieza simultanea de tubos o formación se puede alcanzar con la emulsión mientras la fase externa del solvente aromático disperse o disuelva el componente de hidrocarburo, permitiendo a la fase ácida interna reaccionar con el componente inorgánico. Los lavados previos de solvente se usan frecuentemente antes de los tratamientos de ácido, actuando como un espaciador entre el aceite y el ácido. Esta técnica se usa para reducir la formación de emulsiones de películas rígidas de crudos sensibles al contacto de ciertos ácidos, además para disolver depósitos orgánicos y romper bloques de emulsión. Los lavados después de los tratamientos de estimulación también son útiles para romper la resina soluble en aceite o el estado viscoelástico del surfactante, para poder permitir una limpieza más rápida. Finalmente, los solventes se usan ocasionalmente como espaciadores de cementación para pozos perforados con emulsión o con lodos base aceite. Los espaciadores emulsificados agua en aceite que usan solventes aromáticos como fase continua están diseñados para remover la película de aceite de la tubería y de la pared del pozo. El espaciador de solvente emulsificado también trabaja como un dispersante entre las interfaces del lodo y del cemento para evitar la gelatinización y problemas de presión por fricción.

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Capítulo 3 Experimentos de Generación, Remoción y Control de Daño 19

CAPÍTULO 3. EXPERIMENTOS DE DEPOSITACIÓN Y REMOCIÓN DE ASFALTENOS EN

MEDIOS POROSOS

En esta serie de experimentos de flujo a través de medios porosos consolidados de caliza Bedford cortados en forma cilíndrica (tapones) de 1.88 cm (1.5”) de diámetro, longitud entre 5 y 7 cm y partidos a dos medias cañas, se evaluó la capacidad del prototipo Químico 1 disuelto en Xileno, en conjunto con el Químico 2, para remover el daño, reducción de la permeabilidad, provocada por la precipitación de asfaltenos forzada por la inyección de pentano. Los desplazamientos se hicieron a gastos de 1 mL/min, con el portanúcleos a temperatura de 130°C ± 5°C, presión manométrica de salida entre 2000 y 2500 psi y presión de sobrecarga de 1000 psi por encima de la presión de flujo. Los experimentos tuvieron la siguiente secuencia:

Obtención de la permeabilidad del núcleo.

Generación de daño por precipitación de asfaltenos en el núcleo a partir de una mezcla con solución de asfaltenos en xileno y precipitante (pentano).

Remoción del daño mediante diferentes sistemas de limpieza.

Las pruebas se repitieron varias veces para verificar la reproducibilidad de los resultados.

CARACTERÍSTICAS DEL MEDIO POROSO, EL ACEITE Y LOS SISTEMAS QUÍMICOS

MUESTRAS DEL MEDIO POROSO

Los tapones cortados de núcleos de roca representativa de la formación productora de donde proviene el aceite utilizado en este estudio están formados por al menos 90% de carbonato de calcio-magnesio, CaMg(CO3)2, mineral conocido comúnmente como dolomía o dolomita, con alguna cantidad de cuarzo. Estos tapones presentaron permeabilidades y porosidades en pruebas con helio muy bajas, (K < 0.15 mD, Φ < 5%), lo que impidió considerarlos para las pruebas de desplazamiento. En su lugar, para los experimentos de desplazamiento se utilizaron tapones de caliza Bedford (Imagen 2) cuya composición mineral determinada por difracción de rayos X es 100% Calcita (CaCO3), los cuales tienen permeabilidades y porosidades aceptables (K > 12 mD, la mayoría alrededor de 20 mD, Φ ~ 18%).

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Imagen 1 Caliza Bedford

Para incrementar la permeabilidad de los tapones de caliza Bedford, y simular de una manera muy simple la naturaleza fracturada de las formaciones de carbonatos, los tapones se partieron en dos medias cañas, a una de las cuales se le ha hecho un pequeño canal (Imagen 2).

MUESTRA DE ACEITE

El aceite crudo utilizado en las pruebas de desplazamiento proviene de muestras recuperadas a boca de pozo a las que se les determinó su composición, densidad y viscosidad que se presentan en las tablas 1 y 2.

Aceite 1 Saturados %peso

Aromáticos %peso

Resinas %peso

Asfaltenos %peso

Inorgánicos %peso

Ceras%peso

Aceite 71.53 17.68 10.53 0.25 0.01 4.4

Sólidos en suspensión

(sedimentos) %peso

Agua %vol

Aceite 9.9 0.0

Tabla 1 Características del aceite muerto 1

La densidad del aceite a temperatura ambiente se presenta en la tabla 2 y la curva de viscosidad en función de la temperatura a presión constante (146.2 bar) en la figura 7 Muestra ρ (kg/m3) API

Aceite 1 844.5 35.3

Tabla 2 Densidad y grado API

Imagen 2 Canal grabado

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Figura 8 Isobara de viscosidad (146.2 bar) y densidad a 20°C del aceite muerto 1

SISTEMAS QUÍMICOS

Para generar el daño en el medio poroso se utilizó n-heptano, n-pentano y n-hexano grado reactivo como fluidos precipitantes de asfaltenos, en conjunto con una solución de asfaltenos en xileno al 3% peso como fuente de asfalteno. Los cuales se inyectaron en diferentes secuencias y volúmenes en las pruebas realizadas.

Daño

Vol (VP)

Remojo (Hrs)

Entrada Salida Producto ∆P = 1000psi

Etapa 1 2 0 Precipitante 0.5

Etapa 2 1 1 Solución de asfaltenos 0.5

Etapa 3 1 1 Precipitante 0.5

Presión de remojo = 1000 psi arriba de la presión de flujo

Para la remoción del daño se utilizaron 3 sistemas químicos. El sistema 0 compuesto únicamente por xileno grado reactivo o industrial como fluido de remoción de daño. El sistema 1 consistió en una secuencia de soluciones de producto químico 1 (PQ1) y producto químico 2 (PQ2) disueltos en xileno. La solución de PQ1 tiene una concentración de 10,000 mg/L y la del PQ2 de 20,000 mg/L. En el sistema 2 se utilizó una mezcla de 75%PQ2 y 25%PQ1 disuelta en xileno a 20,000mg/L. En el sistema 3 se utilizó tal como se recibió un producto químico comercial a base de xileno con una concentración reportada

0

1

2

3

4

5

6

7

8

275 300 325 350 375 400 425

Temperatura, K

,

cP

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de 2% de compuesto activo con propiedades dispersantes, 92% de xileno y el resto de otros componentes.

Sistema 0

Vol (VP)

Tiempo de

Remojo (Hrs)

Entrada Salida Producto

Etapa 1 2 4 Xileno 1


Sistema 1

Vol (VP)

Tiempo de

Remojo (Hrs)

Entrada Salida Producto

Etapa 1 2 2 PQ2 1

Etapa 2 2 2 PQ1 3

Etapa 3 2 2 PQ2 1


Sistema 2

Vol (VP) Producto Tiempo de

Remojo (Hrs)

Entrada Salida PQ2/PQ1

Etapa 1 2 4 75/25 3


Sistema 3

Vol (VP) Producto Tiempo de

Remojo (Hrs)

Entrada Salida

Etapa 1 2 4 Comercial 3


El PQ1 es un líquido zwitteriónico del tipo polialquenileter con propiedades modificadoras de mojabilidad e inhibidoras de la depositación de orgánicos pesados. El PQ2 es una poli-isobutilsucsinimida, con propiedades dispersantes e inibidoras de la agregación de asfaltenos. Ambos productos son desarrollos del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) en proceso de solicitud de patente, por lo que no se describe la naturaleza molecular de ellos.

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METODOLOGÍA

SISTEMA EXPERIMENTAL

Los experimentos de desplazamiento de fluidos realizados para medir la permeabilidad del medio poroso en los diferentes procesos de daño y remoción se realizaron en el sistema de flujo que se muestra en la figura 8.

H

X

N

J

X .- Cilindro contenedor de producto delimpieza o dañoA.- Transductor de P de entradaB.- Bomba de Desp. PositivoC.- Transductor de P de salidaD.- Transductor de P de sobrecargaE.- Transductor de P de BPR (BackPressure Regul.)

A

B

B

B

CD

E

F

G

I

F.- Regulador de P de retorno (BPR)G.- FiltroH.- Contenedor de aceiteI.- Salida de líq. del núcleoJ.- AguaN.- Contenedor de nitrógeno

Figura 9 Diagrama del sistema experimental

El tapón o medio poroso se coloca dentro de un tubo de elastómero (vitón en este caso) llamado manga, la cual tiene la función de sujetar el tapón e impedir el flujo a través de su superficie perimetral asegurando que solamente se tendrá flujo en dirección longitudinal del tapón. El portanúcleos tiene dos difusores que sujetan el tapón, uno por la cara de entrada que tiene la función de distribuir el fluido de manera radial en toda su superficie, y otro por la cara de salida que tiene la función de recolectar el flujo que sale por la

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superficie de esta cara. La flexibilidad de la manga permite que la presión de sobrecarga se transfiera a la superficie perimetral del tapón para evitar el flujo a través y por sobre esta superficie. El espacio anular entre la manga y el portanúcleos se llena con agua bidestilada para generar la presión de sobrecarga, la cual se distribuye tanto radialmente sobre la superficie perimetral del tapón como transversalmente sobre uno de los difusores que sujetan las caras de entrada y salida del tapón

Figura 10 Presión aplicada en el difusor y en la manga, provocando la presión de sobrecarga en el tapón

La caída de presión entre la entrada y la salida del tapón se monitorea usando dos transductores de presión. La magnitud de la diferencial de presión depende de la permeabilidad de la muestra que se está evaluando. La señal de los transductores se transmite directamente a una computadora que registra de manera continua la presión de cada uno. Los fluidos se inyectan al tapón utilizando una bomba de desplazamiento positivo con dos pistones que operan de manera coordinada para asegurar un flujo continuo sin pulsaciones con un gasto constante. Tanto el portanúcleos como el contenedor de aceite y la tubería que los une están rodeados cada uno por una cinta eléctrica de calentamiento controlada por un reóstato, envueltos por cintas de fibra de material aislante para mantener la temperatura constante y con el mismo valor en los tres elementos. Para asegurar una presión constante a la salida del tapón, similar a la presión de yacimiento de donde procede el aceite 1 (2000-2500 PSI), se utiliza un regulador de presión de retorno o BPR (Back Pressure Regulator) el cual es simplemente una válvula que sólo se abre cuando la presión de flujo supera la presión interna del propio regulador, la cual se genera por el gas contenido en la cámara de presión de este elemento. Entre el transductor de presión de salida y el regulador de presión de retorno se tiene un

filtro de alta presión con un elemento filtrante de celulosa de tamaño de poro de 4 m

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cuya función es retener las partículas sólidas que salen del tapón para evitar daño o mal funcionamiento del regulador de presión.

En todas las pruebas se utilizó un flujo de 1mL/min el cual genera un patrón de flujo

laminar que nos permite aplicar la ley de Darcy para determinar la permeabilidad del

medio poroso en los diferentes experimentos.

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En la tabla 3 se presentan los parámetros involucrados en el cálculo del número de

Reynolds a partir de la ecuación 1.2 para las condiciones de estos experimentos, cuyo

valor fue de 0.012 que de acuerdo a la figura 3 está dentro del intervalo de flujo laminar.

Diámetro 3.774 cm

Largo 5.88 cm

Área transversal 11.18651189 cm^2

Volumen total 65.77668992 cm^3

Porosidad 0.181 fracción

Volumen poroso 11.90558087 cm^3

Flujo Volumétrico 1.1 cm^3/min 0.018333333 cm^3/s

Velocidad Darcy 0.001638878 cm/s 1.63888E-05 m/s

Velocidad lineal media 0.009054577 cm/s 9.05458E-05 m/s

Tortuosidad 0.9 fracción

Velocidad "real" entre poros 0.010060641 cm/s 0.000100606 m/s

Diametro de poro 2.024758652 cm^2

Densidad 0.86 g/cc

Viscosidad 0.7 cp

Re 0.012360216 La velocidad de Darcy se calcula = Flujo volumétrico / Área transversal Velocidad lineal media = Velocidad Darcy / porosidad Velocidad real entre poros = Velocidad lineal / Tortuosidad

Tabla 3 Datos para el cálculo del número de Reynolds

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RESULTADOS Y DISCUSIÓN

EXPERIMENTOS PRELIMINARES

En esta sección se describen algunos experimentos que sirvieron de base para establecer

el método utilizado para generar el daño y evaluar la capacidad de los productos químicos

para removerlo.

En todas estas pruebas el tapón fue añejado en aceite a una presión de 1500 PSI por 4

semanas a una temperatura de 150° C y se partió a dos cañas como se muestra en la

imagen 3.

Imagen 3 Tapón a dos cañas

Se midió la permeabilidad de este tapón al aceite crudo siguiendo el procedimiento B (ver

anexo D) resultando una permeabilidad promedio de 61.39 mD. Se intentó provocar un

daño con heptano como precipitante y el propio aceite como fuente de asfaltenos, lo cual

no tuvo éxito debido a la baja concentración de asfaltenos de este aceite y a la

permeabilidad del tapón, por lo cual se decidió utilizar una solución de asfaltenos al 3% en

xileno como fuente concentrada de asfaltenos (procedimiento C1), y como precipitante se

usa pentano (ya que por ser un alcano más ligero precipita una mayor cantidad de

asfaltenos) la permeabilidad resultante después de aplicar este procedimiento para

generar el daño fue de 39mD en promedio (ver gráfico 1). La permeabilidad disminuyó

aproximadamente al 60%; esto significa que se generó un daño del 40% en el medio

poroso.

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El siguiente experimento fue la remoción de daño para lo cual se utilizó el procedimiento

de limpieza (D1) con xileno como producto de limpieza La siguiente gráfica muestra los

resultados en permeabilidad de los tres procedimientos:

Gráfico 1 Comparativa de limpieza con xileno, el daño y la permeabilidad original

El patrón de triangulo azul es la permeabilidad intrínseca a la roca, el cuadro rojo la

permeabilidad después del daño provocado por los asfaltenos precipitados en la cara

frontal del núcleo, y el rombo verde la permeabilidad resultante del procedimiento de

limpieza con xileno.

De acuerdo a estos resultados el procedimiento C1 utilizado para generar el daño resulto

efectivo ya que reduce la permeabilidad de forma significativa, mientras que el

procedimiento de limpieza que se utilizó no es el adecuado ya que no hubo un aumento

considerable de la permeabilidad. Esto se atribuye a que el volumen de disolvente

utilizado para desplazar el disolvente que estuvo en remojo dentro del tapón, 25 mL

(equivalente aproximadamente a 2 VP) no fue suficiente para sacar de los espacios de

flujo del tapón todo el asfalteno depositado, por lo que cuando inicia el flujo de aceite el

depósito asfalténico no removido pero parcialmente disuelto es empujado al interior del

tapón en la dirección del flujo lo que causa de nuevo la obstrucción. Después de varias

pruebas se encontró que era necesario desplazar, al terminar el tiempo de remojo, un

volumen de 50 mL (entre 4 y 5 VP) del disolvente para completar la limpieza.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00

k con Xileno

Daño

k original

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En otro experimento se inicia con una permeabilidad de 37 mD después de una limpieza

con el sistema 0 y se observa que el daño se genera únicamente por el flujo de aceite.

(gráfico 2).

Gráfico 2 Daño por flujo de aceite después de sistema 0

Se puede observar una pendiente marcada de decaimiento en la permeabilidad con

respecto a los volúmenes de poro de aceite lo que provocó una permeabilidad final de

alrededor de 20 mD. Al término de la prueba se generó un daño forzado con el

procedimiento C1, lo cual generó una caída adicional de la permeabilidad. Se puede

observar en el gráfico 3 que la permeabilidad en promedio tiene un valor de 10.46 mD

pero los últimos valores registran aproximadamente 4 mD debido a un bloqueo repentino

de los espacios de flujo.

y = -0.1741x + 35.9920102030405060708090

0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00 90.00

k (mD)

VP

R. Kenneth Ramos L.



Gráfico 3 Daño irremediable

Se intentó con diferentes procesos retirar este daño; fue imposible. Entonces, si se tiene

una permeabilidad de 60 mD, y se llega a un daño del 70%, el siguiente procedimiento

debe ser de limpieza, en caso contrario, se corre el riesgo de dejar el tapón inservible.

Cuando se llega a permeabilidades tan bajas, en este caso 7% de la permeabilidad original,

se observa que no importa el sistema químico que se utilice, el medio ya no puede ser

limpiado, no se restaura la permeabilidad debido a que el producto de limpieza no puede

llegar a los canales de flujo en la zona dañada porque los sedimentos bloquean las

gargantas de los poros. Así mismo se debe tener cuidado en campo, pues si el pozo tiene

problemas de depositación y se retrasan las limpiezas podría llegar el momento en el que

requerirá de operaciones más complejas y costosas, ya que si se cierran los espacios de

flujo no habrá por donde el producto químico entre, reaccione y disuelva el daño

orgánico.

En otro experimento con otro tapón se intentó provocar depositación desde la cara

opuesta al flujo normal del aceite (cara de salida) inyectando el fluido precipitante en

dirección contraria utilizando diferentes concentraciones de asfaltenos, diferentes

precipitantes, incluso un aceite pesado (20° API) con contenido alto de asfaltenos (10%).

Sin embargo no fue posible causar un daño de esta forma, debido a que el daño se forma

principalmente en la cara de salida del medio poroso y cuando el flujo de aceite que entra

por la cara más limpia (de entrada) termina expulsando o arrastrando fuera del tapón los

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00 35.00 40.00

k (mD)

VP

Permeabilidad promedio= 10.46mD

R. Kenneth Ramos L.



asfaltenos que estaban adheridos en la cara de salida y de esa forma el propio aceite

remueve el daño generado.

Por otra parte, si la solución de asfaltenos y el precipitante se inyectan en la dirección del

flujo del aceite como se hizo en los primeros experimentos descritos (gráficos 1 a 3),

entonces el daño se forma principalmente en la cara del tapón por donde entra el flujo y

se distribuye de ahí hacia el interior del tapón de tal forma que cuando el aceite entra en

esa dirección, el daño se profundiza porque el propio aceite empuja las partículas. Si no

llega a taparse por completo, las partículas cruzan el medio poroso y son expulsadas, lo

cual raramente ocurre.

En otro tapón que tuvo de inicio una permeabilidad muy baja de 7 mD (gráfico 4). El solo

flujo de aceite generó un decaimiento en la permeabilidad. Dentro del mismo

experimento se realizó un cambio en el gasto, y se observó una variación en la pendiente.

Cuando el medio poroso tiene una permeabilidad suficientemente baja como por ejemplo

este tapón, el flujo del aceite a condiciones de temperatura y presión alta, sí se puede

generar un daño por la precipitación de las partículas orgánicas contenidas en el aceite, y

la velocidad a la que se genera el daño se ve incrementada a un gasto menor. Se tiene que

la depositación de asfaltenos ocurre en mayor medida cuando se encuentra en un canal

muy pequeño. Si la velocidad de corte es alta las partículas son desplazadas (no son

retenidas) hasta un cierto punto, si la velocidad de flujo disminuye, entonces la velocidad

de corte es menor y se pueden depositar más partículas. En este caso cuando se redujo el

gasto de 1 a 0.6 mL/min, la tasa de disminución de permeabilidad casi se cuadruplicó

pasando de -0.007 a -0.027 mD/VP.

Gráfico 4 Medición de la permeabilidad original a diferentes gastos con una pendiente de decaimiento

y = -0.0079x + 6.2033

y = -0.0277x + 7.6816

0

2

4

6

8

10

12

14

0 20 40 60 80 100 120

k (mD)

VP

q=1mL/min

q=0.6mL/min

Permeabilidad promedio= 5.45mD

R. Kenneth Ramos L.



EXPERIMENTOS FINALES

En este caso se utilizó un tapón limpio (sin añejamiento), se midió su permeabilidad con el

xileno a temperatura ambiente que resultó de 4mD.

Esta permeabilidad es muy baja para los experimentos

de daño por lo que se procedió a hacer el corte con el

que se simula una fractura partiendo al núcleo en dos

y en este tapón se realizó un desgaste de

aproximadamente 5mm de ancho a lo largo de la cara

de una de las medias cañas, en vez del canal

presentado en la imagen 3. La permeabilidad al xileno

con la nueva configuración es de 16mD.

Se llevó el sistema a la temperatura del experimento (130°C ±3°).

En esta secuencia de experimentos se realizaron siguiendo una secuencia de generación

de daño mediante el procedimiento C3 seguido de la remoción del daño aplicando el

procedimiento de limpieza D2 y/o utilizando los diferentes sistemas químicos que se

evaluaron.

Imagen 4 Desgaste al tapón

R. Kenneth Ramos L. Estudio sobre la depositación y remoción de asfaltenos durante el flujo a través de medios porosos.

Capítulo 3 Experimentos de Generación, Remoción y Control de Daño

Gráfico 5 Efecto de la remoción de daño con los sistemas 0 (xileno), 1 y 2



Gráfico 6 Efecto de la remoción de daño con variantes del sistema 2



Gráfico 7 Comparación de todos los sistemas



Gráfico 8 Efecto de la remoción parcial del daño con el sistema 2

R. Kenneth Ramos L.



En el gráfico 5 se tiene el resultado de las pruebas donde se evaluó el desempeño de los

sistemas 0, 1 y 2 para remover el daño generado. El primer daño causado fue del 87.83%

de la permeabilidad inicial, el sistema 1 (que es una secuencia de inyección del PQ2

seguido de PQ1, y una última inyección de PQ2, ver tabla QQQ), recuperó la

permeabilidad en un 86.2% de la permeabilidad de referencia, que es la inicial del tapón

antes del primer proceso de daño.

Después de la aplicación del sistema de limpieza 1 el siguiente proceso de daño generó

una menor reducción de la permeabilidad, con respecto al primero, ya que éste llegó sólo

hasta una reducción del 60% de la permeabilidad de referencia, esto podría atribuirse a la

acción de los PQ 1 y 2 para controlar la depositación de asfalteno. A esto siguió la limpieza

con xileno (sistema 0) lográndose una recuperación del 35% dejando la permeabilidad en

un 76% de la de referencia.

Se provocó un tercer daño y se llego hasta un 52.36% de la permeabilidad de referencia,

para la remoción de este daño se utilizó el sistema 2 que permitió restaurar la

permeabilidad al 100% del valor de referencia.

Comparando el resultado de las tres limpiezas presentadas en el gráfico 5 se puede

concluir que el sistema 2 tuvo un mejor desempeño en cuanto a la restauración de la

permeabilidad de referencia, pero si se observa el incremento de la permeabilidad

obtenido en cada una de las limpiezas respecto a la permeabilidad del medio poroso

dañado, el sistema 1 es el más eficiente ya que logró un incremento de permeabilidad de

37.61 mD, mientras que el incremento logrado con el sistema 2 fue de 22.8 mD.

En la gráfica 6 se comparan variaciones al procedimiento original de remoción de daño

utilizando el sistema químico 2, estas variaciones corresponden a cambios en el tiempo de

remojo, la concentración de productos químicos y el volumen de solución utilizada para

desplazar el fluido dentro del tapón después del remojo.

La primera curva de permeabilidad después del daño es resultado de la limpieza aplicada

con el sistema 2 (Mezcla 75% / 25% del PQ2 y PQ1) de poro de volumen desplazado a la

salida del remojo. La permeabilidad obtenida con la limpieza fue de 43.2mD

correspondiente a una recuperación de 22.8 mD respecto a la permeabilidad del medio

poroso dañado. En la siguiente limpieza el tiempo de remojo se redujo a 1.5hrs, en este

caso la recuperación de la permeabilidad fue de 10.34mD, menos de la mitad de la

permeabilidad recuperada con el doble de tiempo de remojo. La tercer limpieza se hizo

también con hora y media de remojo, pero ahora se duplicó la concentración de la mezcla

de productos químicos llevándola al 4%. La permeabilidad resultante es prácticamente la

misma que en el caso anterior, esto significa que el tiempo de remojo del producto

R. Kenneth Ramos L.



químico dentro del medio poroso tiene un mayor impacto en el desempeño del

tratamiento que la concentración del producto.

En la cuarta limpieza se utilizó de nuevo el sistema 2 con las mismas condiciones que se

utilizaron en la primera limpieza a fin de corroborar el desempeño obtenido previamente.

Se observó que efectivamente logró restablecer la permeabilidad al valor que se tuvo en

la primera limpieza.

En el quinto experimento de limpieza se redujo en un 50%, (de 4VP a 2VP) el volumen de

solución utilizado para desplazar la solución en remojo. Después de esta limpieza en los

primeros 15 volúmenes de poro de aceite desplazado la permeabilidad alcanzó valores

similares o superiores a los obtenidos en la primera limpieza, sin embargo a partir de este

volumen la permeabilidad comenzó a reducirse drásticamente y a presentar un

comportamiento irregular de incrementos y decrementos conforme se desplazaba el

aceite a través del tapón dando como resultado una permeabilidad promedio de sólo

30.63 mD. A continuación se hizo una sexta limpieza con el sistema 2 original, lo que de

nuevo resultó en una recuperación de la permeabilidad promedio similar a la obtenida en

la primera limpieza.

En el gráfico 8 se ve con mayor detalle el comportamiento de la permeabilidad cuando se

utilizó el 50% del volumen de solución para desplazar el remojo. La caída de

permeabilidad observada después de 15 VP de aceite desplazado se puede atribuir a que

el volumen de disolvente utilizado para desplazar el remojo no fue suficiente para sacar

de los espacios de flujo del tapón todo el asfalteno depositado, por lo que cuando inicia el

flujo de aceite el depósito asfalténico parcialmente disuelto es empujado al interior del

tapón en la dirección del flujo causando de nuevo la obstrucción; sin embargo, el mismo

flujo va expulsando el material asfalténico del tapón lo que provoca el incremento

repentino en la permeabilidad que vuelve a disminuir cuando el material que no ha sido

expulsado se desplaza hacia otros canales de flujo bloqueándolos. Este mecanismo se

repite impulsado por el empuje del aceite lo que se observa en la gráfica como un

aumento y disminución periódicos de la permeabilidad.

En el gráfico 7 se tiene una comparación de todos los sistemas (0, 1, 2) y un sistema de

limpieza (3) que se encuentra en el mercado actualmente. Se observa un comportamiento

similar al gráfico 5 en cuanto a los sistemas 0, 1 y 2, mientras que el sistema 3 muestra un

mejor desempeño en cuanto a la recuperación de la permeabilidad.

R. Kenneth Ramos L.


Conclusiones 39

CONCLUSIONES

- En el caso de los medios porosos y el aceite crudo utilizados en los experimentos

realizados, no fue posible generar un daño al medio poroso mediante el sólo flujo

de aceite a las condiciones de temperatura de 130°C y presión de 2000 a 2100 psi,

cuando la permeabilidad inicial al aceite del tapón de caliza fue mayor de 25 mD.

Esto se explica en función de que a mayor permeabilidad mayores son los canales

de flujo y las partículas de asfalteno que son trasportadas por el aceite aun cuando

pudieran adherirse a las paredes de los canales la reducción del diámetro de estos

no es suficiente para afectar el flujo, además que la película de asfalteno que

pudiera formarse es erosionada por el mismo flujo. En cambio, cuando la

permeabilidad es baja y los canales de flujo son estrechos, diámetro hidráulico

reducido, el efecto de la adhesión o entrampamiento de la partículas de asfaltenos

a la pared es mucho más significativo, aun cuando estas partículas sean

relativamente escasas o de tamaño reducido (lo suficiente para mantenerse

suspendidas en el aceite) por lo que la permeabilidad disminuye rápidamente.

Recordar que el radio del canal de flujo tiene un efecto a la cuarta potencia sobre

el gasto, para una presión, longitud y viscosidad dadas:

(Ecuación obtenida a partir de la ecuación de Darcy ecuación 1.1)

Por lo anterior cuando el flujo de aceite no daña la permeabilidad del medio

poroso es necesario inducir la precipitación forzada de asfaltenos dentro de este

utilizando un agente precipitante, en este caso un alcano ligero.

- Cuando el daño se hace muy severo, la posibilidad de una restauración de la

permeabilidad se hace más difícil, ya que los canales de flujo del producto de

limpieza quedan bloqueados y esto no permite el contacto con la zona dañada,

impidiendo la limpieza, hasta llegar a ser imposible. De acuerdo a los resultados

presentados, para medios porosos con permeabilidades iniciales entre 50 y 70 mD,

no es recomendable que la permeabilidad se reduzca más allá del 35% de su valor

inicial a riesgo de generar un daño irreversible.

- En los experimentos de daño por precipitación forzada de asfaltenos no fue posible

generar un daño apreciable al inducir la precipitación en la cara de salida (en

referencia la dirección normal de flujo de aceite) del tapón, debido a que el flujo

de aceite arrastró hacia afuera del tapón el asfalteno depositado. La precipitación

L

PrQ

8

4

R. Kenneth Ramos L.


Conclusiones 40

debe realizarse por la cara de entrada, de esta forma el flujo de aceite tiende a

arrastrar consigo las asfaltenos precipitados hacia el interior del tapón

incrementando la profundidad del daño.

- Cuando se altera el gasto existe la posibilidad de una variación en la velocidad de

generación del daño, debido a que si la velocidad de corte es alta (mayor gasto),

las partículas son desplazadas a través de los canales de flujo venciendo su fuerza

de adherencia a las paredes. La rapidez con que se genera el daño es mayor

cuando se reduce el gasto y menor a gastos mayores.

- En la comparación de los sistemas 0, 1 y 2, el sistema 1 logra obtener el mejor

desempeño en cuanto a recuperación de la permeabilidad, mientras que el sistema

2 recupera la permeabilidad al 100%, entonces, como el sistema 1 requiere de

12VP de producto y aproximadamente 7 horas de aplicación, se recomienda

utilizar el sistema 1 en pozos que se encuentran con un daño grave, mientras que

el sistema 2, que toma 4 horas de aplicación y 6VP de producto químico, se puede

utilizar en limpiezas con un daño ligero. Ambos sistemas mostraron un desempeño

mucho mayor que el sistema 0 (sistema que utiliza xileno como producto de

limpieza únicamente).

- La comparación de diferentes variantes del sistema 2 nos indica que el sistema 2

con 3 horas de remojo, 4VP de desalojo, y 2% de concentración, es la variante

óptima para este sistema, pues las demás no resultaron tan efectivas en la

recuperación de la permeabilidad o remoción del daño.

- En una comparación general de los sistemas de limpieza incluyendo a un sistema 3

que es un producto comercial aplicado de la misma forma que el sistema 2, se

tiene un ventaja por el producto comercial, quedando el sistema 1 un poco atrás.

La diferencia con el sistema 3 es que el sistema 1 y el sistema 2 contienen un

producto que se queda adherido a la roca, y el producto comercial no. Con los

sistemas 1 o 2 se espera que el efecto de las limpiezas sea de mayor duración que

con el sistema 3 (producto comercial).

R. Kenneth Ramos L.


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R. Kenneth Ramos L.


Anexos 44

ANEXO A INDICE DE TABLAS, FIGURAS Y GRÁFICOS

Figura 11 Depositación en TP 2

Figura 12 Depositación en roca 2

Figura 13 Limites de la Ley de Darcy según el número de Reynolds 7

Figura 14 Taponamiento de gargantas debido a los asfaltenos. (Leontaritis, 1994) 10

Figura 15 Puntos de ebullición 11

Figura 16 Proceso de agregación o floculación que concluye en adsorción 14

Figura 17 Envolvente de Precipitación de Asfaltenos (EPA) 15

Figura 18 Isobara de viscosidad (146.2 bar) y densidad a 20°C del aceite muerto 1 21

Figura 19 Diagrama del sistema experimental 23

Figura 20 Presión aplicada en el difusor y en la manga 24

Imagen 5 Caliza Bedford 20

Imagen 6 Canal grabado 20

Imagen 7 Tapón a dos cañas 32

Tabla 4 Características del aceite muerto 1 20

Tabla 5 Densidad y grado API 20 27

Tabla 6 Datos para el cálculo del número de Reynolds 26

Gráfico 9 Comparativa de limpieza con xileno, el daño y la permeabilidad original 28

Gráfico 10 Daño por flujo de aceite después de sistema 0 29

Gráfico 11 Daño irremediable 30

Gráfico 12 Medición de la permeabilidad original a diferentes gastos 31

Gráfico 13 Efecto de la remoción de daño con los sistemas 0 (xileno), 1 y 2 32

Gráfico 14 Efecto de la remoción de daño con variantes del sistema 2 33

Gráfico 15 Comparación de todos los sistemas 34

Gráfico 16 Efecto de la remoción parcial del daño con el sistema 2 35

R. Kenneth Ramos L.


Anexos 45

Tie

mp

oV

PTie

mp

oP

man

1P

man

2Δ

PΔ

Pq

qμ

LA

k

(min

)(s

)(B

ar)

(Ba

r)(B

ar)

(atm

)m

L/m

incm

3/s

(cP

)(c

m)

(cm

2)

(cm

2 c

P/a

tm

s)

mD

00

.00

01

47

.46

00

07

14

7.2

29

99

60

.230

00

.227

01

.100

00

0.0

18

0.7

5.8

10.5

80

.030

98

93

0.9

88

6

10.

1060

148.

1900

0214

7.97

0001

0.2

20

00

.217

11

.100

00

0.0

18

0.7

5.8

10.5

80

.032

39

93

2.3

98

6

20

.19

12

01

48

.99

00

05

14

8.8

09

99

80

.18

00

0.1

77

71

.10

00

00

.01

80

.75

.81

0.5

80

.03

95

97

39

.59

70

30.

2918

014

9.47

0001

149.

2899

930

.180

00

.177

71

.100

00

0.0

18

0.7

5.8

10.5

80

.039

59

73

9.5

96

7

40.

3824

014

9.63

9999

149.

4600

070

.180

00

.177

61

.100

00

0.0

18

0.7

5.8

10.5

80

.039

60

03

9.6

00

3

50

.48

30

01

49

.16

99

98

14

8.9

90

00

50

.180

00

.177

61

.100

00

0.0

18

0.7

5.8

10.5

80

.039

60

03

9.6

00

0

60.

5736

014

9.35

0006

149.

1699

980

.180

00

.177

71

.100

00

0.0

18

0.7

5.8

10.5

80

.039

59

73

9.5

96

7

70

.67

42

01

49

.33

99

96

14

9.1

60

00

40

.18

00

0.1

77

61

.10

00

00

.01

80

.75

.81

0.5

80

.03

96

00

39

.60

03

80.

7748

014

9.30

0003

149.

1300

050

.170

00

.167

81

.100

00

0.0

18

0.7

5.8

10.5

80

.041

92

84

1.9

28

3

90

.86

54

01

49

.33

00

02

14

9.1

49

99

40

.18

00

0.1

77

71

.10

00

00

.01

80

.75

.81

0.5

80

.03

95

97

39

.59

67

10

0.9

66

00

14

9.3

09

99

81

49

.11

00

01

0.2

00

00

.197

41

.100

00

0.0

18

0.7

5.8

10.5

80

.035

63

93

5.6

39

2

111.

0566

014

9.14

9994

148.

9600

070

.190

00

.187

51

.100

00

0.0

18

0.7

5.8

10.5

80

.037

51

73

7.5

16

9

12

1.1

57

20

14

9.0

89

99

61

48

.88

99

99

0.2

00

00

.19

74

1.1

00

00

0.0

18

0.7

5.8

10

.58

0.0

35

63

93

5.6

39

2

131.

2478

014

9.27

9999

149.

0899

960

.190

00

.187

51

.100

00

0.0

18

0.7

5.8

10.5

80

.037

51

43

7.5

13

8

14

1.3

48

40

14

9.7

59

99

51

49

.55

99

98

0.2

00

00

.19

74

1.1

00

00

0.0

18

0.7

5.8

10

.58

0.0

35

63

93

5.6

39

2

151.

4390

014

9.88

0005

149.

6699

980

.210

00

.207

31

.100

00

0.0

18

0.7

5.8

10.5

80

.033

94

03

3.9

40

4

161.

5396

015

0.05

9998

149.

8500

060

.210

00

.207

21

.100

00

0.0

18

0.7

5.8

10.5

80

.033

94

33

3.9

42

9

17

1.6

31

02

01

50

.35

00

06

15

0.1

49

99

40

.20

00

0.1

97

41

.10

00

00

.01

80

.75

.81

0.5

80

.03

56

37

35

.63

65

181.

7210

8015

0.53

9993

150.

3300

020

.210

00

.207

21

.100

00

0.0

18

0.7

5.8

10.5

80

.033

94

33

3.9

43

0

19

1.8

21

14

01

50

.64

99

94

15

0.4

40

00

20

.21

00

0.2

07

21

.10

00

00

.01

80

.75

.81

0.5

80

.03

39

43

33

.94

29

201.

9112

0015

0.97

9996

150.

7599

950

.220

00

.217

11

.100

00

0.0

18

0.7

5.8

10.5

80

.032

39

93

2.3

98

6

212.

0112

6015

1.25

9995

151.

0399

930

.220

00

.217

11

.100

00

0.0

18

0.7

5.8

10.5

80

.032

39

83

2.3

98

5

22

2.1

01

32

01

51

.61

99

95

15

1.4

19

99

80

.200

00

.197

41

.100

00

0.0

18

0.7

5.8

10.5

80

.035

63

93

5.6

39

2

232.

2013

8015

1.75

151.

5399

930

.210

00

.207

31

.100

00

0.0

18

0.7

5.8

10.5

80

.033

94

03

3.9

40

4

24

2.3

01

44

01

51

.91

00

04

15

1.6

99

99

70

.21

00

0.2

07

31

.10

00

00

.01

80

.75

.81

0.5

80

.03

39

40

33

.94

04

252.

3915

0015

2.24

0005

152.

0399

930

.200

00

.197

41

.100

00

0.0

18

0.7

5.8

10.5

80

.035

63

73

5.6

36

5

262.

4915

6015

2.41

0004

152.

1999

970

.210

00

.207

31

.100

00

0.0

18

0.7

5.8

10.5

80

.033

94

03

3.9

40

4

ANEXO B EJEMPLO DE TABLA DE DATOS

Los datos obtenidos son el tiempo en segundos y la presión del manómetro 1 y 2 (Tiempo

(s), Pman1, Pman2) los datos que son constantes son el gasto, la viscosidad, la longitud del

núcleo, el área, mientras que se calculan a cada par de datos, la diferencial de presión, el

tiempo en minutos, los volúmenes de poro, y la permeabilidad.

R. Kenneth Ramos L.


Anexos 46

ANEXO C PRUEBAS AL SISTEMA

Prueba multigasto: Consiste en medir la presión de entrada y de salida como se

acostumbra, para obtener el valor de la permeabilidad, pero teniendo en cuenta

cambios en el gasto a intervalos dados, tomando nota del inicio y final de cada

intervalo para cambiar ese valor dentro de la ecuación de Darcy. Después de

obtener los datos a diferentes intervalos con diferentes gastos se grafican las

permeabilidades resultantes con cada gasto. El propósito de esta prueba es

verificar si se obtiene el valor constante de la permeabilidad, pues al no provocarse

daño, se espera que sea lineal y muy cerca a una recta horizontal.

Prueba de presión:

Para esta prueba se tienen varias secciones a verificar:

1. Presión de sobrecarga: Se apaga la bomba y se toma registro de presión,

después de 30 minutos la presión debe ser la misma, si no lo es, hay una

fuga.

2. Presión de portanúcleos: Se lleva el sistema a una presión mayor que la de

flujo aproximadamente 500PSI (en nuestro caso 2500PSI en total), se

cierran las válvulas de entrada y salida dejando un transductor midiendo. Si

la presión cambia, podría ser debido a fugas o fallas en las válvulas.

3. Intercambio de presión entre la presión de confinamiento (sobrecarga) y la

presión de flujo: Se varía una de las dos presiones y la otra debe

mantenerse relativamente constante. Se espera que varíe un poco debido a

que lo que separa estas dos presiones es la manga, la cual es elástica.

Prueba de flujo sin núcleo: Se mide la diferencial de presión y se calcula la

permeabilidad del sistema cuando se hace fluir el aceite fuera del portanúcleos.

Este dato nos entrega la permeabilidad máxima que se podrá alcanzar por el

sistema experimental.

Pruebas de transductores

1. Sincronización: Se conectan los transductores a una misma fuente de

presión, y se va tomando los datos a diferentes presiones de cada uno de

los transductores hasta llegar a una presión máxima de 4000 psi. Esta

información nos muestra la variación entre las mediciones de los dos

transductores y nos deja poder corregir estas desviaciones.

R. Kenneth Ramos L.


Anexos 47

2. Intercambio: Si se cambian de posición los transductores y que el que

estaba en la entrada ahora es de salida y viceversa entonces debe

obtenerse las mismas mediciones de presión si no es así, hará falta

reiniciarlos.

ANEXO D PROCEDIMIENTOS

PROCEDIMIENTO DE ARMADO DE PORTA NÚCLEO (A):

- Prueba de tuberías visual y a 5000 PSI

- Introducir el núcleo en uno de los extremos de la manga (previamente debió de

haberse medido y calculado sus propiedades de porosidad y permeabilidad, al

menos para un gas generalmente helio (He))

- Engrasar empaques (O rings) con silicón, y las tapas con grasa de cobre.

- Colocar el difusor en el extremo opuesto de la manga, el más lejano al núcleo,

dejándolo lo mas alargado posible para alcanzar a atravesar completamente el

porta núcleos y sobresalir en el lado opuesto para colocar la tapa/difusor con

mayor facilidad.

- Introducir la tapa/difusor en el extremo de la manga que sobresale del portanúcleo

hasta que esta tope con el tapón y la manga toque la base del difusor.

- Cerrar la tapa/difusor observando que exista movimiento en la terminal opuesta

de forma que los tubos dentro del portanúcleo no se retuerzan con el giro.

- Cerrar la tapa opuesta, teniendo precaución que no se muevan las tuberias.

- Se hace la conexión de agua hacia la bomba de sobrecarga y se inicia el llenado,

hasta que salga agua del extremo opuesto (que debe sin conectar al transductor de

presión para poder dejar salir el aire). Después se reconecta el transductor

- Se inicia el aumento de presión hasta 5000 para probar si no hay comunicación

entre el espacio de sobrecarga que contiene agua, y el espacio del núcleo que

contiene aceite, o algún tipo de fuga con las conexiones de sobrecarga.

- Si no hay fuga de agua, se conecta el aceite, si hay fuga probablemente la manga

este dañada y tenga fugas o no haga el sello adecuado, si no es el caso, se ha de

repetir el procedimiento de armado teniendo aun más cuidado en las partes en las

que podría haber intercambio de presión como en el caso de los contactos con los

difusores, iniciando el procedimiento desde la prueba de las tuberías.

- La presión de sobrecarga debe procurarse que se encuentre mínimo

aproximadamente 500 psi arriba de la presión a la que esté trabajando el núcleo,

aproximadamente a 2500psi.

R. Kenneth Ramos L.


Anexos 48

PROCEDIMIENTO DE OBTENCIÓN DE LA PERMEABILIDAD INTRÍNSECA DE LA ROCA AL

ACEITE (B)

- Se deben tener las medidas y características del núcleo, y las propiedades del

aceite en cuestión, e introducirlas en la tabla de cálculo de la ecuación de Darcy.

- Se hace fluir el aceite con un gasto de 1 mL/min y se prepara el archivo para tomar

las mediciones del transductor de entrada y de salida. Los transductores que se

utilizan en el experimento se programan para tomar los datos cada 60 segundos.

- Se calculan las permeabilidades de cada par de datos de presión obtenidos, para

graficarlos se decide poner en el eje “x” los volúmenes de poro y en el “y” las

permeabilidades calculadas a partir de la diferencia entre las presiones de entrada

y salida, el gasto, la viscosidad y las dimensiones del núcleo, ver ecuación 1.1

PROCEDIMIENTO DE DAÑO (C1):

- Obtener o preparar la solución de 30000 ppm de asfalteno en xileno

- Introducir la solución en el cilindro de inyección (cilindro 2):

o Verificar que la bomba 2 este en “stop” y que tenga la menor presión

posible

o Abrir la válvula de desfogue correspondiente.

o Liberar la presión restante por medio de las tuercas cercanas al cilindro 2

o Abrir el cilindro 2

o Retirar la solución anterior restante. Limpiar el contenedor con papel, pasar

un poco de xileno para una mejor limpieza.

o Bajar el pistón lo suficiente para que quepan por lo menos 35 mL (o lo

necesario mas 10mL que se requieren para llenar las tuberías y la bomba)

de la solución

o Introducir la nueva solución aproximadamente 35mL

o Cerrar el cilindro

o Cerrar la válvula de desfogue

o Hacer fluir a un gasto bajo para sacar el aire.

o Observar cuando la tuerca que habíamos aflojado para desfogar presión

empiece a gotear, cuando suceda, significa que el aire ha salido por

completo. Apretar la tuerca

o Llevar la bomba 2 a una presión mayor que la del núcleo para empezar a

hacer pasar la solución

R. Kenneth Ramos L.


Anexos 49

o En la salida del sistema colocar una probeta de 25 mL que nos indicara

cuando haya pasado esta cantidad de solución.

o Iniciar la inyección abriendo las válvulas adecuadas para tener un flujo en la

misma dirección que el aceite tendría, a 1mL por min y programando a la

bomba 2 que fluya constante con 1 mL /min.

- Después de los 25mL de solución de asfaltenos en xileno, se detiene el flujo y se

inicia el procedimiento de carga de pentano en el cilindro 2 (35mL) que será el

precipitante del asfalteno para causar un daño notable en el núcleo, se sigue el

mismo procedimiento de carga e inyección descrito con anterioridad.

- Al terminar los 25mL de n-pentano se detiene el flujo cerrando la válvula de salida,

y se lleva a una presión de 2500psi por una hora, con ayuda de la bomba 2,

dejándola en presión constante.

- Se inicia el procedimiento de medición de la permeabilidad (procedimiento B)


- Obtener o preparar la solución de 30000 ppm de asfalteno en xileno

- Introducir el químico precipitante en el cilindro de inyección (cilindro 2) e

inyectarlo como se hace en el procedimiento C.

- Después de los 25mL de precipitante, se cierran las válvulas y se lleva el sistema a

una presión 1000psi arriba de la presión de flujo normal.

- Se deja el sistema remojar por media hora

- Después de la media hora, bajar la presión poco a poco con ayuda de la bomba y

de las válvulas.

- Introducir la solución de asfaltenos en el cilindro 2

- Hacer fluir la solución a un gasto de 0.3mL/min hasta que se tengan 25mL en la

probeta, lo cual tomará aproximadamente una hora.

- Al terminar de fluir la solución se introducirá precipitante (35mL) en el cilindro 2

- Se hace fluir 8mL de precipitante.

- Se pone a presión de 1000 psi por encima de la presión de flujo por media hora.

- Sale el resto de precipitante (aprox 25mL)

- Se inicia el procedimiento de medición de la permeabilidad (procedimiento B)


- Se hacen pasar 20mL de precipitante a un gasto de 1mL/min

- Se deja remojando a presión de 1000psi por encima de la presión de flujo por

30minutos

R. Kenneth Ramos L.


Anexos 50

- Se hace pasar la solución de asfaltenos (10mL) a un gasto de 1mL/min después se

represiona por 30 min a 1000psi por encima de la presión de flujo.

- Se hacen fluir otros 10 mL de solución de asfaltenos.

- Se hace fluir precipitante (10mL) a un gasto de 0.3 mL/min al terminar se

repesionará por 30 min a 1000psi encima de la presión de flujo

- Fluirán 10mL de precipítante a un gasto de 1mL/min

PROCEDIMIENTO DE LIMPIEZA (D1):

- Obtener o preparar el producto a utilizar (xileno, PQ1, etc.)

- Introducir la solución en el cilindro 2 como ya se ha mostrado, pero en este caso el

flujo inverso a la dirección del daño (por la cara posterior). En total se introducirán

60mL

- Iniciar el flujo a 1mL/min

- Después de 25mL se detiene el flujo cerrando la válvula de salida y se aumenta la

presión hasta 1000psi sobre la presión de flujo normal, sin olvidar que se tiene que

tener en cuenta el valor de la presión de sobrecarga que debe estar siempre

500psi arriba de la presión de trabajo en el núcleo para evitar fugas dentro del

sistema y debajo de los 1000psi de diferencia de presión para evitar daño a la

manga. Por lo que en un flujo de 2100, se subirá la presión hasta 3100psi y la de

sobrecarga se quedara en 3600.

- Por 3 horas se dejará remojando el producto químico de limpieza.

- Pasado este tiempo se inicia la salida del producto, 25mL a 1mL/min

- Medir permeabilidad con procedimiento (B)

PROCEDIMIENTO DE LIMPIEZA (D2) (SISTEMA 0, 2, 3):

- Es el mismo procedimiento que D1, pero deben introducirse 80mL en el cilindro y a

la salida se tendrán 50mL de producto de limpieza.

PROCEDIMIENTO DE LIMPIEZA COMPUESTO (E) (O SISTEMA 1)

- Obtener o preparar los productos PQ1 y PQ2,

- Introducir 60mL en el cilindro 2 de PQ1 e iniciar el flujo de forma inversa al aceite.

- Después de 25mL se detiene el flujo cerrando la válvula de salida y se aumenta la

presión hasta 1000psi sobre la presión de flujo normal

R. Kenneth Ramos L.


Anexos 51

- Por 1 hora se deja remojando el producto químico de limpieza para que logre

actuar en el núcleo. Entonces se hace fluir 25 mL de PQ1 para retirar el producto

que ya actuó.

- Se procede a abrir el cilindro 2 para reemplazar la solución restante de PQ1 por la

solución de PQ2 (60mL).

- Se hace fluir el PQ2 en contra de la dirección del daño, 25mL, después de esto se

inicia el periodo de reposo a presión, 1000psi por encima de la presión de flujo

normal, por tres horas.

- Se retira el producto que ya ha actuado por tres horas en el núcleo con más

producto fresco, otros 25mL.

- Se introduce nuevamente el PQ1 (60mL) y se hace fluir con las mismas

características que la primera vez, después de haber rellenado el cilindro dos con

el PQ1 y retirado el resto del PQ2.

- Al terminar, se hace el procedimiento de medición de la permeabilidad (B)

PROCEDIMIENTO PARA RELLENAR EL CILINDRO DE ACEITE (F)

- Verificar que la bomba 1 este apagada y llevarla a la menor presión posible.

- Abrir la válvula de desfogue 1.

- Llevar hacia abajo el embolo del cilindro de recarga 3 con ayuda de la línea de aire

a presión, la cual se conecta en la parte superior del cilindro 3, se abre el aire, y

hasta que se deje de escuchar el sonido la salida del aire, en ese momento ya llegó

hasta abajo.

- Abrir el cilindro 3, rellenar con aceite, (revolver el aceite antes de vaciar para que

este lo más uniforme posible)

- Cerrar el cilindro 3 y conectarlo al cilindro 1 de aceite por medio de una tubería.

- Se conecta la línea de aire a presión por debajo del cilindro 3 y entonces se abre la

válvula del cilindro 1 para iniciar el flujo de aceite.

- Revisar la salida de desfogue de la válvula 1. Verificar que no salga ni aire ni agua,

lo que significa que ya quedó recargado el cilindro 1.

R. Kenneth Ramos L.


Anexos 52

ANEXO E EQUIPO Y MATERIALES

EQUIPO

Porta núcleos (CoreHolder) marca Temco Inc. HCH-Series 3.5 Presión de trabajo = 5000 PSI, Temperatura de trabajo = 149°C. Diámetro para el núcleo = 3.5 ´´ Longitud de núcleo = 1 a 7´´.

Cinta eléctrica flexible para calentar marca BriskHeat, 1´´ ancho, 8´ largo, 120 V, 830 Watt.

Fuente de voltaje para cinta de calentamiento STACO voltaje 120-140, 0 a 100% en unidades de 2%.

Válvulas AUTOCLAVE ENGINEERS presión máxima 10000psi.

Válvula HiP presión máxima 15000 psi.

Manómetros Digitales CRYSTAL presión máxima 10000psi exactitud 0.1% los cuales se encuentran conectados a una computadora que registra las presiones en un archivo de datos.

Termopar tipo k FLUKE modelo 51II.

Termómetro TESTO temperatura máxima 350°C.

Transductor de presión marca SETRA, presión máxima 10000psi. Para la medición de la presión del regulador de presión inversa.

Transductor de presión marca SETRA, presión máxima 5000psi, para la medición de la presión de sobrecarga.

Bombas de desplazamiento positivo ISCO y sus controladores, Serie D, presión máxima 10000psi, flujo máximo 50mL/min, flujo mínimo 0.00001mL/min. Modelo de la bomba 100DX

Cilindro contenedor de acero inoxidable con capacidad de dos litros y presión máxima de 10000psi, para muestra de aceite, con capa aislante.

Cilindro contenedor de acero inoxidable con capacidad de 1 lt, presión máxima de 10000psi

R. Kenneth Ramos L.


Anexos 53

Cilindro de acero inoxidable, para contener nitrógeno presurizado utilizado en el regulador de presión inversa.

Regulador de presión inversa (Back Pressure Regulator) modelo BPR 100 marca Temco, Inc. Presión de trabajo=10000psi, Temperatura de trabajo 177°C Utilizandose a 2000psi

Filtro de alta presión marca MILLIPORE Co. Con elemento filtrante de celulosa con una porosidad de 5 micrometros

Cinta de fibra de vidrio aislante utilizada para asilamiento térmico de porta núcleos y cilindro de muestra de aceite

Tubing de acero inoxidable DE= 3.3mm DI= 1.35mm.

REACTIVOS

Xileno grado reactivo o industrial

Solución de asfaltenos en xileno, a 3% peso.

Químico 1 Poliisobutilsucsinimida, con propiedades dispersantes e inibidoras de la agregación de asfaltenos.

Químico 2 líquido zwitterionico de la familia de los polialquenileteres con propiedades modificadoras de mojabilidad e inhibidoras de la depositación de orgánicos pesados.

n-pentano grado reactivo, utilizado como precipitante de asfaltenos.

Agua bidestilada, utilizada como fluido hidráulico en las bombas ISCO

Aceite crudo 1: Aceite muerto ligero, extraído de pozos de la región sur, (Tabasco, México) Propiedades en tabla 3 y 4

Núcleos de Caliza Bedford Calcita CaCO3 (100%) Propiedades en tabla 2

R. Kenneth Ramos L.


Anexos 54

GLOSARIO

Alcano: Hidrocarburo alifático saturado.

Alifático: Los hidrocarburos alifáticos son compuestos orgánicos constituidos por carbono e hidrógeno, en

los cuales los átomos de carbono forman cadenas abiertas. Los hidrocarburos alifáticos de cadena abierta se

clasifican en alcanos, alquenos y alquinos

Anillos aromáticos peri-condensados: Que tienen tendencia a estar unidos los anillos pero en formas

condensadas en vez de lineales.

Aprótico: Que no tiene protones reactivos o hidrógenos como por ejemplo el xileno

Aromático: Compuesto que contiene anillos de benceno.

Asfalteno: Los asfaltenos son una familia de compuestos químicos orgánicos, representan los compuestos

más pesados y por tanto, los de mayor punto de ebullición. Los asfaltenos son estadísticamente compuestos

similares de cadenas largas, muchos de ellos aromáticos y con polaridad relativamente alta, los asfaltenos

son insolubles en los alcanos ligeros. Los asfaltenos y las resinas juntos forman una solución coloidal.

Benceno: El benceno es un hidrocarburo poliinsaturado de fórmula molecular C6H6, con forma de anillo (se

le llama anillo bencénico, o aromático, ya que posee un olor característico) y puede considerarse una forma

poliinsaturada del ciclohexano

Bitumen: Nombre genérico de varias sustancias, compuestas principalmente de carbono e hidrógeno, que

se encuentran en la naturaleza y arden con llama, humo espeso y olor peculiar. En el glosario del libro “The

Chemistry and Technology of Petroleum” (Speight, 1999) se define el término bitumen al material

hidrocarbonoso sólido o semisólido que se encuentra ocupando los poros y grietas de las areniscas, calizas y

sedimentos arcillosos

Componente polar: Grupo funcional que genera momentos dipolares; que tienen densidades electrónicas.

Detrítico: Que está formado por detritos los cuales son partículas solidas procedentes de la meteorización

física. (conglomerados, areniscas)

Floculación: Agregación de partículas sólidas en una dispersión coloidal

Fluido newtoniano: Es un fluido cuya viscosidad puede considerarse constante en el tiempo

Heptano: El heptano es un hidrocarburo saturado lineal de la familia de los alcanos de fórmula C7H16,

precipitante de asfaltenos pero en menor grado que el pentano.

Heteroátomos: Cualquier átomo que no sea carbono o hidrógeno.

Medio Isotrópico: Con características iguales o muy parecidas en todo el medio.

Micela: Se denomina micela al conglomerado de moléculas que constituye una de las fases de los coloides

R. Kenneth Ramos L.


Anexos 55

Migración: El petróleo se compone de un conjunto de numerosas sustancias líquidas distintas, los

hidrocarburos, que son menos densos que el agua, por lo que tienden a flotar en ella. Esto produce un

movimiento de migración del petróleo desde el momento que se forma, a partir de restos de plancton, hacia

la superficie del suelo, viajando a través de los poros de rocas permeables, o hasta encontrarse con un

entrampamiento para quedar en lo que se llama una roca almacén.

Miscible: una mezcla es un sistema material formado por dos o más sustancias puras no combinadas

químicamente. En una mezcla no ocurre una reacción química y cada uno de sus componentes mantiene su

identidad y propiedades químicas. Las mezclas se clasifican en homogéneas y heterogéneas. Los

componentes de una mezcla pueden ser sólidos, líquidos o gaseosos.

Movilidad: Permeabilidad en relación con la viscosidad.

Pentano: Pentano es un hidrocarburo saturado o alcano con fórmula química CH3(CH2)3CH3. Su fórmula

semidesarrollada: CH3-CH2-CH2-CH2-CH3. A diferencia de los 4 primeros alcanos que son gaseosos, el pentano

se encuentra en forma líquida a temperatura ambiente. Además de provocar precipitación de asfaltenos.

Percolación: Paso de un fluido a través de materiales porosos con una estructura aleatoria en su

composición porosa.

Permeabilidad Intrínseca: La permeabilidad intrínseca de cualquier material poroso, se determina mediante

la fórmula de Darcy

Polímero: Compuesto químico, natural o sintético, formado por polimerización y que consiste

esencialmente en unidades estructurales repetidas.

Precipitar: Mediante la adición de reactivos, los solubles se transforman en formas insolubles o de una

menor solubilidad. Dicha precipitación puede ocurrir cuando una sustancia insoluble se forma en la

disolución debido a una reacción química o a que la disolución ha sido sobresaturada por algún compuesto.

Prótico: Que puede tener reacción a partir de sus protones, (hidrógenos).

Resina: Se consideran resinas a las sustancias que sufren un proceso de polimerización o secado dando lugar

a productos sólidos siendo en primer lugar líquidas.

Solvente o disolvente: Un disolvente es una sustancia que permite la dispersión de otra en su seno. Es el

medio dispersante de la disolución. Normalmente, el disolvente establece el estado físico de la disolución,

por lo que se dice que el disolvente es el componente de una disolución que está en el mismo estado físico

que la disolución. También es el componente de la mezcla que se encuentra en mayor proporción.

Surfactante: Los surfactantes, también llamados agentes activos a la superficie se clasifican usualmente

basados en la naturaleza de su grupo hidrofilico, por lo que se dividen en tres clases principales, aniónico,

catiónico y anfotérico (zwiteriónico), existe una cuarta categoría llamada para los polimericos.

estudio sobre la depositación y remoción de asfaltenos

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