Mecanismos de Precipitación de Sólidos Orgánicos

Mecanismos de Precipitación de Sólidos Orgánicos

En el complejo panorama de la industria petrolera, la precipitación de sólidos orgánicos representa un desafío técnico multifacético que exige un enfoque riguroso.

Estos compuestos, propensos a precipitar durante la producción y el transporte del petróleo, pueden ocasionar serios problemas como obstrucción de tuberías y tanques, degradación del producto y aumento de costos.

Los crudos están compuestos por una gran variedad de moléculas de diferentes tamaños que forman un sistema coloidal. Este puede ser dividido en dos fases, una continua que, entre otras moléculas, contiene las parafinas, y una fase dispersa que contiene los asfaltenos (Figura 1).

Composición y propiedades fisicoquímicas del crudo.
Fig. 1. Composición del crudo.

Los Asfaltenos 

Los asfaltenos constituyen la fracción del crudo que presenta mayor contenido de heteroátomos y metales, mayor polaridad y mayor peso molecular. Son moléculas en suspensión en el crudo debido a un equilibrio electrostático.

Poseen una gran capacidad para establecer asociaciones intermoleculares, formando agregados que al crecer lo suficiente pueden precipitar.

Bajo ciertas condiciones es posible que ocurra la floculación de asfaltenos sin que los flóculos precipiten y formen depósitos, o sea quedan en suspensión en el crudo.

Por ejemplo, en una tubería, un régimen de flujo bajo y la presencia de rugosidades en las paredes pueden inducir la precipitación de flóculos.

Sin embargo, un aumento en el flujo puede hacer que los flóculos sean transportados por la corriente. El fenómeno de precipitación es casi irreversible. 

Los depósitos de asfaltenos son sólidos de color marrón oscuro a negro. Se descomponen al aplicarles calor, dejando un residuo de carbón. No tienen punto de fusión definido.

Mecanismos de la Precipitación de Asfaltenos

Los asfaltenos y las resinas existen en estado polidisperso en el crudo. Las moléculas de los asfaltenos tienen cargas eléctricas intrínsecas negativas o positivas.

Las resinas son adsorbidas sobre la superficie de los asfaltenos, por lo cual los asfaltenos existen en el crudo en suspensión coloidal estabilizada por las resinas.

Las fuerzas estéricas entre las resinas adsorbidas sobre los asfaltenos son repulsivas, de intervalo corto e inhiben su floculación.

Las resinas actúan como agentes peptizantes para los asfaltenos. El grado de agregación depende del poder solvente del crudo.

Otra fuerza repulsiva entre las partículas de asfaltenos se debe a las cargas eléctricas similares entre los mismos, aunque es más débil. 

Existen varios modelos de asfaltenos que están descritos en la literatura:

Modelo Termodinámico Molecular 

Este modelo considera a los asfaltenos como moléculas disueltas en el crudo, que precipitan como una fase sólida.

La cantidad de asfaltenos disueltos es función de las condiciones termodinámicas del sistema (presión, temperatura y composición del crudo).

Además, considera que los procesos de precipitación y redisolución son reversibles, lo que es válido solamente para algunos asfaltenos.

Modelo Coloidal Termodinámico

Plantea que los asfaltenos son partículas sólidas de diferentes tamaños que están suspendidas coloidalmente en el crudo y estabilizadas por las resinas, que se encuentran adsorbidas sobre su superficie.

La remoción de la capa de resinas adsorbidas sobre el agregado de asfaltenos, por efectos mecánicos, eléctricos o químicos, provoca la floculación y precipitación de los asfaltenos lo que hace la redisolución imposible.

Consideraciones Mecanísticas

Los asfaltenos están constituidos por un centro aromático rodeado por cadenas parafínicas, por lo cual forman micelas.

Este modelo (modelo “micelar”) explica la agregación de los asfaltenos, considerando la atracción entre estos núcleos aromáticos.

Esta atracción está contrarrestada por la repulsión estérica entre las cadenas parafínicas de la periferia, que mantienen dispersos a los asfaltenos. Si esta repulsión es destruida por un cambio en el equilibrio de la solución hay precipitación irreversible.

Las Parafinas

Las parafinas son moléculas de menor peso molecular que precipitan cuando la temperatura del crudo disminuye por debajo de lo que llamamos el “punto de nube”.

Este y el punto de fluidez del crudo son parámetros fisicoquímicos directamente relacionados con la cristalización de parafinas

Existe una marcada correlación entre las características de las parafinas, su tendencia a cristalizar y su resistencia ante productos inhibidores de cristalización.

Esto es función de la distribución de sus pesos moleculares y el grado de ramificación de estos compuestos orgánicos. Los depósitos de parafinas son generalmente sólidos marrones con aspecto ceroso (ceras).

Mecanismos de la Precipitación de Parafinas

Los cristales de parafina poseen forma de aguja y tienden a quedar dispersos en el crudo. En presencia de un agente nucleante, los cristales de parafina se reúnen en una partícula mucho mayor que los cristales individuales.

Estos aglomerados pueden separarse del crudo y formar depósitos en el sistema de producción o en la matriz. Los asfaltenos, los finos de la formación y los productos de corrosión son agentes nucleantes. 

Los siguientes mecanismos constituyen las fuerzas impulsoras del transporte de parafinas disueltas y/o precipitadas hacia las paredes de la tubería donde quedan adheridas:

Difusión Molecular

Durante las condiciones de flujo, cuando la temperatura del fluido es superior a la temperatura ambiental en la posición donde se encuentre, se crea un gradiente de temperatura en la dirección radial, siendo la pared más fría que la masa del líquido. 

Una mayor cantidad de parafinas se formará en la zona de menor temperatura (la pared), lo cual crea un gradiente de concentración de las parafinas disueltas en la fase líquida, causando la difusión de las mismas hacia la pared de la línea.

Del mismo modo, a medida que se acumula el depósito de parafinas en la pared de la tubería, se produce un efecto aislante aguas abajo que ayuda a mantener el crudo por encima de la temperatura ambiental (externa). 

El flujo de masa de las moléculas de cera disueltas viene dado por:

Ecuación de flujo másico.

(Ec. 1)

Donde: 

  • n = Flujo másico de las moléculas de parafinas disueltas. 
  • D = Coeficiente de difusión de las moléculas de parafinas disueltas.
  • A = Área transversal.
  • dc/dr = Gradiente de concentración.

Difusión Browniana

La dispersión browniana es el movimiento aleatorio de partículas pequeñas suspendidas en un medio fluido.

Este movimiento es causado por las colisiones constantes de las partículas con las moléculas del fluido.

Las partículas en suspensión son lo suficientemente pequeñas como para ser afectadas por estas colisiones, lo que las hace moverse de manera errática y sin dirección fija.

Las moléculas de parafina son lo suficientemente pequeñas como para experimentar dispersión browniana, especialmente cuando se encuentran en fase líquida.

Dispersión de Corte

La dispersión de corte es un fenómeno que ocurre cuando un fluido se somete a un flujo cizallado.

El flujo cizallado es un tipo de flujo en el que las capas del fluido se deslizan una sobre otra, creando un gradiente de velocidad.

Este gradiente de velocidad ejerce fuerzas sobre las partículas suspendidas en el fluido, lo que las hace deformarse y orientarse en la dirección del flujo.

En el caso de las parafinas, la dispersión de corte puede afectar su comportamiento de manera significativa. Por ejemplo, puede reducir la viscosidad del fluido y aumentar su fluidez.

Impacto de la precipitación de sólidos del crudo en la Producción y en el Reservorio

La formación de depósitos de sólidos orgánicos puede ocurrir en diferentes etapas de la cadena de valor del crudo desde el reservorio hasta la refinería (Figura 2).

Este fenómeno disminuye la productividad de los campos afectados y genera un considerable incremento en los costos de producción, mantenimiento de pozos, transporte, procesamiento y refinación.

Las principales manifestaciones de esta problemática son: 

  • Daños a la formación debido a la deposición de asfaltenos, parafinas e incrustaciones inorgánicas que pueden ocurrir en el reservorio o cerca de la boca del pozo.
  • La floculación y el subsiguiente depósito in-situ de los asfaltenos en los poros provoca el taponamiento de los mismos, así como el cambio en la mojabilidad de la roca, fenómeno que afecta negativamente la recuperación del petróleo. 
  • Taponamiento del pozo por obstrucción del tubing, de las bombas, válvulas, etc. 
  • Reducción de flujo en las líneas de transporte. 
  • Daños a los instrumentos de superficie. 
  • Pérdida de eficiencia en los procesos de separación. 
  • Desactivación de catalizadores en etapas de refino.
Impacto de la precipitación de sólidos en el sistema de producción.
Fig. 2. Impacto de la precipitación de sólidos del crudo en el sistema de producción.

Fuentes:

  • (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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Acerca de Marcelo Madrid

Ingeniero de Petróleo graduado en la Universidad de Oriente (Venezuela) en el año 2007. Cuento con 17 años de experiencia en la industria petrolera, principalmente en el área de Ingeniería de Yacimiento y Geología: Desarrollo y Estudios Integrados. Editor principal de portaldelpetroleo.com.

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2 comentarios en «Mecanismos de Precipitación de Sólidos Orgánicos»

  1. Hola , soy geòlogo oilfinder, he trabajado en Argentina en yacimientos de areniscas fluviales, o sea de origen continental. Me interesa el tema de ASFALTENOS.
    Mi pregunta es la siguiente:
    Cuales son los ensayos necesarios (y màs actuales) para determinar la proporción de asfaltenos del crudo, y cual es su influencia en la perdida de recobro.
    Gracias por su atenciòn

    1. Hola Mario, gracias por tu pregunta. Actualmente se cuentan con pruebas de laboratorio que son rápidas como el Análisis S.A.R.A. (Saturados, Aromáticos, Resinas y Asfaltenos) que te permite saber la proporción de cada uno de estos componentes y el grado de inestabilidad en el crudo (relación resina/asfalteno). De acuerdo a las estadísticas de campo estan los crudos estables que presentan un alto contenido de aromáticos y resinas, mientras que los crudos inestables presentan un alto contenido de saturados. La otra prueba bastante rápida que se puede ejecutar a boca de pozo es la prueba de mancha de Oliensis, que también da una cierta idea del grado de inestabilidad que puede contener un petróleo crudo a través de un papel y el porcentaje de residuo (este caso asfalteno) que deja en el papel. Es una prueba que considero cualitativa y rápida.

      Las pruebas más avanzadas se hacen con el fluido original de yacimiento y en condición subsaturada en un laboratorio P.V.T.(al inicio de la explotación del yacimiento preferiblemente) que consiste en la determinación de la presión onset de floculación de asfaltenos. Esta prueba nos indica la presión en que empieza la inestabilidad del crudo a la formación, agregación y/o precipitación de estas especies orgánicas, que en muchas oportunidades es una presión que se encuentra cercana a la presión de burbujeo.

      Con respecto a la influencia de este problema y el recobro básicamente se predicen inicialmente antes de la explotación comercial del yacimiento reservorio, por lo que se planifica la manera que va a ser explotado el yacimiento: recuperación primaria o recuperación secundaria o mantenimiento de presión para evitar alcanzar esta situación que compromete a la producción. También dependerá si la problemática se presenta en superficie, pozo o yacimiento. Lo que si te puedo comentar es que a medida que se agota la energía del yacimiento, empeora la situación, por lo que la intervención de pozos para limpiezas y estimulaciones se hace de manera mucho más frecuente, impactando en la economía y costo de producción de un proyecto. Cualquier duda estoy a la orden.

      Saludos,
      Marcelo

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