La precipitación de asfaltenos en pozos de petróleo es un fenómeno complejo y problemático que puede comprometer significativamente la producción y la integridad del pozo.
Este proceso ocurre cuando las condiciones termodinámicas y químicas del fluido en el pozo cambian, lo que resulta en la aglomeración y deposición de asfaltenos, compuestos orgánicos de alto peso molecular presentes en el crudo.
Entre las causas principales de esta precipitación se encuentran los cambios de presión y temperatura durante la producción, la mezcla de crudos de diferente composición y la presencia de solventes polares en el fluido.
Además, factores como la presencia de parafinas, la saturación de gas y la presencia de sólidos en suspensión pueden contribuir a este problema.
La precipitación de asfaltenos puede obstruir los poros y las tuberías del pozo, reduciendo la productividad y generando costosos problemas de mantenimiento y remediación.
Por lo tanto, comprender y mitigar estos factores es crucial para garantizar una producción de petróleo eficiente y segura. En las siguientes secciones se hace un resumen de las principales causas de la precipitación de asfaltenos en pozos productores de petróleo.
Composición del crudo
La precipitación de asfaltenos es causada por varios factores, el primero de los cuales es la composición del crudo.
Las características de la fase dispersa y el poder peptizante de las resinas, así como la naturaleza de los asfaltenos, son considerados fundamentales para la estabilización del crudo (poder peptizante es la capacidad que tienen las resinas de mantener a los asfaltenos estabilizados (en suspensión), rodeando las partículas, tal como lo haría un surfactante).
Los factores principales de la estabilidad coloidal de un crudo para evitar la precipitación de asfaltenos pueden resumirse en la necesidad de:
- Un medio dispersante adecuado con un alto contenido de compuestos aromáticos.
- Un alto contenido de resinas compatibles con el asfalteno del crudo.
- Una fracción asfalténica de fácil solubilidad (baja aromaticidad, alto contenido de hidrógeno y bajo grado de condensación aromática).
Las características que se deben considerar en la composición del crudo son:
Viscosidad
El fenómeno de formación de depósitos de asfaltenos en tuberías de producción se observa en crudos livianos y medianos, pero no en crudos pesados.
Los crudos pesados son intrínsecamente más estables que los crudos livianos, y su alta viscosidad impide la precipitación de las partículas de asfaltenos.
Pequeñas partículas de parafinas previamente precipitadas pueden ser transportadas lateralmente por Difusión Browniana y Dispersión de Corte.
Este efecto es por lo menos siete veces menos importante que la difusión molecular, por lo que el depósito por dispersión de corte no es significativo.
El incremento de la velocidad de corte decrece la velocidad de formación total de depósito (parafinas + crudo), sin embargo, se traduce en una mayor cantidad de parafinas sólidas en suspensión en los crudos.
El incremento del esfuerzo de corte (shear stress) en las paredes de la tubería se traduce en la remoción de las parafinas depositadas y/o la disminución de los cristales de parafinas formados en la pared.
Relación Resina/Asfalteno
La evidencia experimental indica que una alta relación resina/asfalteno no es garantía de que el crudo sea estable, a pesar que son necesarias para guardar los asfaltenos en suspensión.
Por ejemplo, el crudo Boscán (Venezuela) es conocido por su alta estabilidad, pero tiene una relación resina/asfalteno igual a 3, mientras que otros crudos altamente inestables tienen una relación resina/asfalteno que va de 3 y a 30.
En la Figura 1, se observa la relación resina/asfaltenos de tres tipos de crudos.
Composición S.A.R.A. del crudo
Saturados Aromáticos Resinas y Asfaltenos (es un análisis de laboratorio que se utiliza para caracterizar molecularmente a los crudos por familias de compuestos).
Según las estadísticas de campo, los crudos estables presentan un alto contenido de aromáticos y resinas, mientras que los crudos inestables presentan un alto contenido de saturados.
Entonces es recomendable determinar la relación SARA de los crudos antes de diseñar un tratamiento específico. En la Figura 2, se puede observar distintas proporciones de familia de compuestos de acuerdo a su condición de estabilidad (%p/p vs. API).
Estructura de los asfaltenos
Experimentalmente se demuestra que los asfaltenos provenientes de crudos inestables se caracterizan por una alta aromaticidad, un bajo contenido de hidrógeno, una alta condensación de anillos aromáticos, alta polaridad, alto contenido de metales y baja área superficial.
Mezclas incompatibles
La mezcla de dos o más fluidos incompatibles, genera una condición de inestabilidad de los asfaltenos del crudo.
Las resinas, encargadas de la peptización de los asfaltenos, pueden ser removidas de la superficie estabilizante por uno de los fluidos, ocasionando la floculación y eventual precipitación de estas especies altamente polares.
Los fluidos incompatibles pueden entrar en contacto por:
- Producción en conjunto (commingled) de diferentes arenas (Figura 3).
- Encuentro de diferentes corrientes en superficie (estaciones de flujo, plantas de procesamiento, tanques de almacenamiento de crudo, etc.).
- Levantamiento artificial o presurización del reservorio con gases ricos o CO2.
Presión
La presión juega un papel crucial en la precipitación de asfaltenos en pozos de petróleo. Cuando la presión disminuye durante la producción, el equilibrio termodinámico del crudo se altera, lo que puede inducir la separación de los asfaltenos de la fase líquida y su posterior precipitación.
Esta disminución de presión puede ocurrir durante la extracción del petróleo del reservorio o debido a variaciones en la presión de fondo del pozo.
Por lo tanto, mantener la presión adecuada en el sistema es fundamental para prevenir la formación de asfaltenos y garantizar una producción eficiente.
Según las características del crudo los cambios de presión pueden causar, o no, precipitación de asfaltenos.
Crudos sin problemas de precipitación de asfaltenos
Al disminuir la presión del crudo vivo, el porcentaje de asfaltenos dispersos es constante ya que su solubilidad en el crudo no se ve afectada por la presión.
Crudos con problemas de precipitación de asfaltenos
Al disminuir la presión, el contenido de asfaltenos disueltos, o dispersos, disminuye hasta alcanzar el máximo de precipitación alrededor del punto de burbuja (presión a la cual aparece la primera burbuja de gas).
La presión a la cual comienza a disminuir el contenido de asfaltenos dispersos se conoce como «onset» de floculación.
En la Figura 4, se puede mostrar el comportamiento «onset» de floculación de asfaltenos.
Temperatura
La solubilidad de los asfaltenos aumenta con la temperatura ya que un aumento de la temperatura mejora la miscibilidad, a pesar que reduce la densidad del líquido y su poder solvente.
A presión constante una reducción en la temperatura implica una disminución en el porcentaje de asfaltenos que pueden quedar en solución, y por lo tanto precipitación del exceso.
En la Figura 5, se puede observar el efecto de la temepratura con respecto a la floculación de asfaltenos.
Presencia de ácidos
Un tratamiento ácido incorrectamente diseñado o ejecutado puede hacer precipitar asfaltenos. Estas precipitaciones son conocidas como sludges y son muy dañinas.
Los posibles efectos del contacto ácido crudo a considerar son:
- Pueden generar severos daños a la formación por formación de “sludges”.
- El hierro (Fe2+ y Fe3+) interviene como agente floculante => sludges.
- Los agentes “anti sludging” comunes son relativamente ineficaces.
- Los secuestrantes de hierro no previenen la formación de “sludges”.
Mecanismo
Como los ácidos fuertes en solución acuosa se disocian, generan iones con carga positiva (H3+O) que pueden neutralizar la superficie cargada de los asfaltenos, permitiendo la formación de agregados (flóculos) de partículas coloidales.
Los iones ferroso (Fe2+) y férrico (Fe3+) promueven la formación de sludges, siendo el efecto del Fe3+ mayor que el Fe2+, ya que neutralizan las cargas negativas mediante la coordinación con grupos porfirina, pirroles, piridinas o grupos hidroxi-fenólicos del crudo.
El oxígeno presente en el fluido de tratamiento puede oxidar el Fe después de que el Fe se ha acomplejado con los pirroles y porfirinas, incrementando su porcentaje en la solución.
Evidencia Experimental
Como evidencia de la precipitación de sludges tomamos dos ejemplos de la literatura:
- 30 a 40 ppm de hierro en 15% de HCl produjo sludges en el crudo Beaverhill Lake aun en presencia de agentes “anti sludging”.
- El crudo Fernier Cardium produjo sludge con concentraciones de hierro superiores a 1.000 ppm.
Se ve una gran diferencia en la concentración de hierro para provocar un mismo resultado negativo. Pero debemos recordar que la primera porción de HCl que entra en la formación durante un tratamiento de acidificación puede contener de 2.000 a 10.000 ppm de hierro o más (la mayor parte proviene de la tubería de producción).
Recomendaciones Operacionales
Es recomendable la colocación de dispersantes de asfaltenos y de solvente en la cara de la formación previamente al tratamiento de acidificación para prevenir la formación de sludges. Estos aditivos pueden agregarse también a la mezcla ácida como agente anti sludging.
Por otra parte, se debe prever la remoción de las escamas de hierro de la tubería de producción mediante “back washing” (pickling) antes del inicio de cualquier tratamiento de acidificación en crudos “asfalténicos”.
Uso de agentes reductores de Fe3+ o secuestrantes de oxígeno pueden disminuir la formación de sludges.
Entonces la formulación recomendada sería: Controlador de Fe/agente anti sludging/inhibidor de corrosión.
Fuente:
- (s.f.). Curso de Estimulación de Pozos. Madrid: Repsol YPF.
- Wikipedia, C. d. (2022). Asfaltenos. Wikipedia, La enciclopedia libre. Obtenido de https://es.wikipedia.org/wiki/Asfaltenos
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