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ASPECTOS GENERALES DEL DAÑO DE FORMACION POR DEPOSITACIÓN DE
ASFALTENOS EN YACIMIENTOS DE PETRÓLEO
TEDDYS GUILLERMO OSPINO CARO
UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA FACULTAD DE MINAS
ESCUELA DE PROCESOS Y ENERGÍA
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
MEDELLÍN
2009
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ASPECTOS GENERALES DEL DAÑO DE FORMACION POR DEPOSITACIÓN DE
ASFALTENOS EN YACIMIENTOS DE PETRÓLEO
TEDDYS GUILLERMO OSPINO CARO
Trabajo Dirigido de Grado presentado como requisito parcial
para optar al título de Ingeniero de Petróleos
Director:
MARCO ANTONIO RUIZ SERNA
UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA FACULTAD DE MINAS
ESCUELA DE PROCESOS Y ENERGÍA
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
MEDELLÍN
2009
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AGRADECIMIENTOS
Llegamos hasta éste punto del camino, un camino que ahora se torna diferente y que
se constituye en el final de un eslabón y en el principio de toda una cadena de sueños
y sentimientos…
…Agradecemos a todas las personas que nos acompañaron en éste viaje:
Al profesor Marco Antonio Ruiz por guiar esta búsqueda y por su incondicional apoyo
en lo académico, además de su gran respaldo como amigo que habla bien de su
calidad humana,
A mis padres y a mis hermanos por brindarme el cariño, la paciencia y la fuerza
necesaria para salir adelante.
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TABLA DE CONTENIDO.
LISTA DE FIGURAS. ..................................................................................................... 6
1. RESUMEN. ............................................................................................................. 7
2. INTRODUCCIÓN. ................................................................................................... 8
3. DESCRIPCIÓN DE LOS ASFALTENOS. ............................................................... 9
3.1 COMPOSICIÓN DEL PETRÓLEO ...................................................................... 9
3.2 CARACTERIZACIÓN QUÍMICA DE LOS ASFALTENOS. ..................................... 10
4. TEORÍAS SOBRE LA PRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS. ............................. 13
4.1 MODELO DE PRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS. ....................................... 13
4.1.1 Modelo termodinámico continúo. ............................................................ 13
4.1.2 Modelo termodinámico coloidal. ............................................................. 14
4.2 FACTORES QUE PRODUCEN LA PRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS. ..... 15
4.2.1 Factores Termodinámicos. ..................................................................... 16
4.2.2 Factores Químicos. ................................................................................. 17
4.2.3 Factores Eléctricos. ................................................................................ 18
4.2.4 Factores Mecánicos. ................................................................................. 18
4.2.5 Otros factores. ........................................................................................ 18
5. MECANISMOS DE DEPOSITACIÓN DE LOS ASFALTENOS. .......................... 20
5.1 EFECTO DE DISPERSIÓN MIXTA. .................................................................. 20
5.2 EFECTO COLOIDAL. ....................................................................................... 21
5.3 EFECTO DE AGREGACIÓN. ........................................................................... 22
5.4 EFECTOS ELECTROCINÉTICOS. ................................................................... 23
6. DESCRIPCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN POR LA DEPOSITACIÓN DE ASFALTENOS. ............................................................................................................ 24
6.1 ASPECTOS FUNDAME NTALES SOBRE LA ADSORCIÓN DE ASFALTENOS. ........................................................................................... 25
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7. MODELOS MATEMÁTICOS DE DAÑO DE FORMACIÓN POR LA DEPOSITACIÓN ASFALTENOS. ................................................................................ 30
8. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS. ....................................................................... 40�
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LISTA DE FIGURAS.
Figura 1. Fraccionamiento de un Crudo a partir de n-Heptano como Solvente [1]�������������
Figura 2. Representación del Modelo Termodinámico Continúo [7]��������������������������������������
Figura 3. Representación del modelo Termodinámico Coloidal [7]����������������������������������������
Figura 4. Vista Microscópica de los Componentes del Petróleo [11]�������������������������������������
Figura 5. Floculación y Precipitación de los Componentes Pesados en el Petróleo por la Introducción de un Solvente Miscible [11]
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Figura 6. Vista microscópica del fenómeno coloidal en el petróleo [11]���������������������������������
Figura 7. Vista microscópica del fenómeno de agregación [11]����������������������������������������������
Figura 8. Vista microscópica del fenómeno de floculación y depositación de una molécula orgánica gran tamaño. [11]
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Figura 9. Depositación electrocinética de asfaltenos en una tubería [11]������������������������������
Figura 10. Cambio de humectabilidad por depositación de asfaltenos [16].��������������������������
Figura 11. Taponamiento de gargantas de poros por asfaltenos [16].�����������������������������������
Figura 12. Grupos funcionales involucrados en las interacciones polares [19].�������������������
Figura 13. Precipitación superficial [19].��������������������������������������������������������������������������������������
Figura 14. Interacciones Ácido/Base. [19].����������������������������������������������������������������������������������
Figura 15. Enlaces Iónicos. [19].���������������������������������������������������������������������������������������������������
Figura 16. Regiones involucradas en la depositación de asfaltenos.�����������������������������������
Figura 17. Representación esquemática de la depositación de Asfaltenos en la región cercana al pozo y el diámetro hidráulico en los tubos paralelos�������������������������������������������
Figura 18. La geometría de un yacimiento con un pozo vertical [17].�������������������������������������
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1. RESUMEN.
El presente escrito, basado en una revisión bibliográfica busca dar herramientas para el entendimiento de los mecanismos de precipitación de los asfaltenos en la formación productora y en la tubería de producción.
Los asfaltenos se consideran los compuestos más pesados del petróleo, por lo cual resulta necesario estudiar los cambios en sus características durante la etapa de producción de crudo cuando las características iniciales del yacimiento se modifican.
Se plantea como principal objetivo un estudio del problema de los asfaltenos durante la etapas de producción de un pozo de petróleo, donde se lleva a cabo un análisis de los mecanismos y factores que influyen en la precipitación y posterior depositación de los compuestos asfalténicos, y además se realiza un compendio de los modelos de daño de formación por depósitos de asfaltenos publicados en la literatura.
Los modelos de daño de formación por la depositación de asfaltenos deberían tener en cuenta los efectos ocasionados por el fenómeno como el cambio de humectabilidad de la roca, la conformación de emulsiones además del taponamiento de las gargantas de poros. Sin embargo existen dificultades en cuanto a la disponibilidad de bibliografía acerca de modelos que caractericen el daño en el yacimiento por la alteración de humectabilidad y emulsiones.
La aproximación numérica del daño de formación que se presenta en este escrito solo incluirá el daño de formación por taponamiento de las garantas de poros como consecuencia de depósitos de asfaltenos. Por lo tanto se asume un modelo para petróleo con problemas de precipitación y depositación de asfaltenos en un yacimiento de subsaturado, donde la presión del reservorio se encuentra por encima de la presión de burbujeo. Además solo se tiene una producción de petróleo para excluir la influencia de los efectos negativos restantes.
Resulta necesario el estudio de modelos de daño de formación por asfaltenos que incluyan efectos como el cambio de humectabilidad, de esta forma analizar los cambios en las condiciones iniciales de la roca del yacimiento por los depósitos orgánicos, incluso la irreversibilidad del fenómeno de depositación y así como a su vez la evaluación del desempeño de agentes químicos como surfactantes para el tratamiento de este daño de formación.
Al caracterizar el crudo del yacimiento en cuanto a la presión y temperatura donde comienza la precipitación de asfaltenos se puede mitigar los efectos negativos del daño de formación mientras las condiciones operacionales estén dentro de los límites establecidos y se puedan garantizar la solubilidad de los compuestos orgánicos más pesados en el petróleo.
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2. INTRODUCCIÓN.
La precipitación y depositación de asfaltenos han sido reconocidos como un problema que afecta de manera negativa la recuperación y producción de petróleo, al igual que las facilidades de superficie y líneas de transporte. Los depósitos orgánicos representan un inconveniente en procesos de recobro mejorado de petróleo por lo cual resulta necesario analizar su comportamiento durante la etapa de producción.
Los asfaltenos por ser los componentes más pesados del petróleo, bajo ciertas condiciones desfavorables de presión, temperatura, composición química del crudo, se pueden precipitar y depositar en el medio poroso del yacimiento. Los depósitos de asfaltenos se acumulan entre los poros y obstruyen el paso de los fluidos además de alterar propiedades como la porosidad y permeabilidad. La humectabilidad de la roca se modifica cuando los asfaltenos se adhieren en su superficie mineral y se cambia su preferencia a ser humectado por el agua. También la precipitación de asfaltenos causa un incremento en la viscosidad del crudo por formación de emulsiones entre el agua y petróleo. Este conjunto de fenómenos se conoce como daño de formación por depositación de asfaltenos. La depositación de asfaltenos puede ocurrir una vez que se haya generado su floculación en el crudo. La despresurización del petróleo ha sido reconocida como la principal causa de la floculación de asfaltenos. La segunda causa ocurre cuando se usan solventes como gas natural y CO2 para desplazar aceite en métodos de recobro mejorado donde se alteran la composición y el pH del crudo. El daño de formación por depósitos orgánicos se hace más significativo en la cara de la formación debido a que los factores que la produce tienen mayor influencia en esta zona del yacimiento. Cuando los asfaltenos se depositan y se adhieren sobre la roca surge un problema grave debido que esta cadena de eventos se considera un fenómeno irreversible. En consecuencia para contrarrestar el daño de formación por depósitos de asfaltenos se debe evitar ante todo la floculación de asfaltenos del crudo, manteniendo condiciones favorables en el yacimiento. La presencia de los asfaltenos en el petróleo no implica la existencia de problemas asociados con los depósitos orgánicos por asfaltenos. Los petróleos pesados que poseen las mayores concentraciones de asfaltenos, por lo general se mantienen estables durante la etapa de producción entonces representarán un menor daño a la formación y un menor taponamiento de las líneas de flujo. Los problemas de precipitación de asfaltenos se han encontrado con mayor frecuencia en petróleos livianos, que contienen menor concentración de asfaltenos y yacen en yacimientos cuyas presiones se encuentran por encima del punto de burbujeo.
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3. DESCRIPCIÓN DE LOS ASFALTENOS.
3.1 COMPOSICIÓN DEL PETRÓLEO
El petróleo crudo constituye una mezcla de compuestos orgánicos con estructura variada y con diferentes pesos moleculares, por lo cual resulta difícil caracterizar el crudo en todos sus componentes presentes. La determinación [2] del contenido de asfaltenos en el petróleo se puede llevar a cabo a través de una técnica de laboratorio conocida como SARA. El procedimiento SARA categoriza los constituyentes del petróleo muerto, o petróleo que ha perdido sus componentes gaseosos en cuatros grupos orgánicos Saturados, Aromáticos, Resinas y Asfaltenos. El análisis SARA se basa en la diferencia de solubilidad, polaridad y peso molecular de los constituyentes presentes en el petróleo. En el fraccionamiento [6] SARA los asfaltenos se separan de otros componentes de los hidrocarburos mediante el agregado de un n-alcano, tal como n-heptano o propano. Los componentes remanentes denominados maltenos se fraccionan en forma consecutiva a través de una columna. Cada componente se remueve de la columna mediante un lavado con diversos solventes. Los hidrocarburos saturados se tratan con un lavado con n-alcano. Los componentes saturados también llamados alifáticos tienen características no polares. Las moléculas saturadas contiene el número máximo de átomos de hidrogeno posibles, con enlaces dobles o triples entre los átomos de carbono e hidrogeno. Los saturados también se denominan alcanos donde la molécula más simple constituye el metano [CH4]
Los aromáticos incorporan uno o más anillos de seis átomos de carbono y seis átomos de hidrogeno, donde el aromático más simple constituye el benceno [C6H6].
Las resinas comprenden a aquella fracción de crudo que se solubiliza en n-alcanos como el pentano y hexano y se caracterizan por ser oscuras, semisólidas, muy adhesivas por su carácter polar, y poseen un peso molecular alto, pero menor comparado con el de los asfaltenos.
El método [6] SARA establecer un procedimiento ventajoso por su simplicidad y su facilidad para llevarse a cabo en muchos laboratorios, sin embargo el análisis SARA involucra diversas desventajas. La aplicación del SARA sobre petróleo muerto implica dejar a un lado las verdaderas condiciones del yacimiento. También los métodos de laboratorio pueden diferir en cuanto al uso del tipo de n-alcano para precipitar los asfaltenos lo cual provoca que un petróleo tenga dos o más resultados SARA.
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Para que la comparación de contenido de asfaltenos de distintos petróleos a través del análisis SARA posea una mayor validez, se deben reportar las condiciones y variaciones del procedimiento.
Speight [14] (1996) clasifica los constituyentes del crudo en cuatro grupos de hidrocarburos: (1) compuestos saturados volátiles como las parafinas y aromáticos, (2) compuestos saturados no volátiles y aromáticos, (3) resinas y (4) asfaltenos, basadas en técnicas de separación del crudo en fracciones a través de un hidrocarburos liviano.
Figura 1. Fraccionamiento de un Crudo a partir de n-Heptano como Solvente [1]
3.2 CARACTERIZACIÓN QUÍMICA DE LOS ASFALTENOS.
Los asfaltenos [3] constituyen los componentes más pesados del crudo, con un punto de fusión no definido. Se piensa que están disueltos en el crudo como partículas coloidales que le dan la coloración negra-marrón al crudo. Debido a que los asfaltenos contienen una alta complejidad macromolecular, solo se conocen sus estructuras químicas promedios.
El término [6] se originó en 1837 cuando J.B. Boussingault denotó a los asfaltenos como el residuo de la destilación del bitumen: insoluble en alcohol y soluble en trementina. En la actualidad ante lo difícil de caracterizar todos los componentes en el crudo, los asfaltenos se definen como la fracción de crudo insoluble en solventes no polares de bajo peso molecular, pero solubles en tolueno, benceno, tetracloruro de de carbono y disulfuro de carbono. Dentro de los solventes no polares cabe resaltar los hidrocarburos líquidos como el n-pentano, el iso-pentano y el n-heptano. Los asfaltenos obtenidos de esta manera constituyen un material deformable, de color oscuro, con una densidad cercana a 1.2 g/cm3 y con características infusibles, lo que significa que carecen de un punto de fusión definido, pero se descomponen frente al calor a manera de un residuo carbonoso.
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Otra definición considera que los asfaltenos consisten en moléculas planas, poli-aromáticas y poli-cíclicas que contienen heteroátomos y metales, que existen en un estado de agregación en suspensión, estabilizados por resinas y con carga eléctrica.
Yen [3] realizó un gran aporte al observar que las resinas proveen una transición entre las fracciones polares, asfaltenos, y las no polares del petróleo, por lo tanto previenen la acumulación de agregados polares que no puedan dispersarse en el crudo.
La definición [6] de asfaltenos en cuanto a su solubilidad, y no como una clase química ha provocado que su estudio se dificulte más que los componentes livianos como los saturados y aromáticos, sin embargo la estructura química de la composición promedio de los asfaltenos se conoce bastante bien. En términos de estructura química los asfaltenos se constituyen de compuestos aromáticos, y de alto peso molecular donde se destacan los anillos bencénicos ligados con cadenas alquílicas y cicloalcanos. El contenido de las estructuras aromáticas en los asfaltenos se encuentra entre 40-60% con una relación atómica de carbono e hidrógeno de 1-1.2. Un alto porcentaje de los anillos aromáticos se conectan con estructuras intermoleculares que le dan formar aplanada a las moléculas de asfaltenos. Además los asfaltenos incluyen componentes -no hidrocarburos- llamados heteroátomos que sustituyen a un átomo de carbono en un anillo bencénico y también incluyen la presencia de metales como el vanadio, níquel y el hierro. El azufre, el nitrógeno y el oxígeno componen los heteroátomos encontrados en mayores proporciones en asfaltenos de diferentes crudos. El nitrógeno se encuentra más como parte de los conjuntos aromáticos, mientras que el oxígeno y el azufre forman puentes entre ellos en una estructura cíclica o lineal. Esta caracterización composicional se acepta por muchos científicos, no obstante deja un amplio margen para el debate en cuanto a la estructura o al tamaño de las moléculas de asfaltenos individuales. Los asfaltenos bajo condiciones iniciales del petróleo, se encuentran dispersas en el crudo, gracias a la presencia de las resinas, conformando así una estructura micelar. El grado de dispersión de los asfaltenos llega a ser alto en petróleos pesados debido a la gran capacidad de solvencia de los compuestos nafténicos y aromáticos sobre los parafínicos, en comparación con petróleo liviano. Los asfaltenos se encuentran en el petróleo en forma de dispersión coloidal donde las moléculas de asfaltenos están rodeadas de resinas que permiten la transición de asfaltenos altamente polares a crudo con características no polares. Tales asfaltenos [4] se dispersan en el crudo siguiendo un movimiento aleatorio conocido como movimiento browniano y se mantienen separados debido a que la fuerza de repulsión electrostática llegan a ser mayor que la fuerza de atracción de van der Waals si el sistema se encuentra estabilizado. La agregación de los asfaltenos depende de factores como la composición del crudo, la temperatura y la presión en la que se encuentra el crudo. La variación de alguno de estos parámetros ocasionará la desestabilización del sistema crudo-asfaltenos, y por lo tanto se generará la floculación de asfaltenos y la formación de material insoluble en el crudo líquido. La composición del crudo involucra las características y concentración de asfaltenos y de las resinas, a la naturaleza del resto de los componentes en el petróleo, así como también a su alteración por la adición de un solvente suministrado al crudo.
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La dilución del petróleo con un alcano ligero como el n-pentano, produce un crecimiento en la afinidad entre las resinas y los componentes del crudo. Las micelas resina-asfalteno se desestabilizan debido a que el solvente removerá a las resinas. Las micelas resina-asfaltenos también se desestabilizan y se agregan en grandes flóculos, cuando la temperatura del petróleo disminuye o aumenta lo que provoca una reducción del poder de solubilización de los componentes del petróleo en el mismo. La disminución de la presión del crudo, bajo condiciones isotérmicas, se asocia con la disminución de la densidad del fluido y a la consecuente disminución de la solubilidad de los componentes en el petróleo. La formación de micelas se genera a altas presiones y densidades debido al efecto de energía libre de Gibbs, las micelas se pueden desestabilizar cuando la presión disminuye y se ocasionan la posterior floculación de asfaltenos.
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4. TEORÍAS SOBRE LA PRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS. Algunos factores que causan la floculación de asfaltenos en el crudo fueron mencionados, no obstante existen teorías y modelos, basados en distintas teorías microscópicas, que tratan de explicar este fenómeno y que a la vez sirven para predecir los distintos mecanismos de precipitación de los asfaltenos. El principal objetivo de los modelos físicos consiste en el estudio del comienzo de la precipitación y la cantidad de asfaltenos floculados en el petróleo. Los modelos de precipitación de asfaltenos se dividen en dos grupos, el modelo termodinámico continuo y el modelo termodinámico coloidal. El modelo termodinámico continuo [1] utiliza la teoría de solución heterogénea para la predicción del punto “onset” y la cantidad de depósitos orgánicos del petróleo. El punto “onset” indica el comienzo de la floculación de asfaltenos como consecuencia del aumento en el tamaño de la molécula de asfalteno por la agregación de asfaltenos. El modelo termodinámico coloidal se utiliza para predecir el comienzo de la precipitación de asfaltenos basados en la termodinámica.
4.1 MODELO DE PRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS.
4.1.1 Modelo termodinámico continúo. El modelo termodinámico continuo, conocidos también como modelos de solubilidad [5]
predice el comportamiento de fase de los componentes orgánicos pesados dentro del crudo. Las propiedades de las fracciones pesadas y su dispersión en el crudo dependen de sus pesos moleculares y de la composición química del petróleo. La precipitación de los componentes con alto peso molecular involucra un cambio en el equilibrio molecular que existe en petróleo por la alteración su balance. El proceso de precipitación se considera como un proceso termodinámicamente reversible ya que se asume que las partículas de asfaltenos se dispersan y se estabilizan en el crudo. La disolución completa de los asfaltenos en algunos solventes orgánicos tal como el tolueno apoya esta suposición. La proporción [1] de las moléculas polares y no polares, y la proporción de moléculas de alto y bajo peso molecular en una mezcla compleja como el petróleo, constituyen los dos principales factores responsables de mantener la solubilidad dual. La estabilidad del sistema se altera por la adición de solventes miscibles. Las moléculas polares y de alto peso molecular como lo asfaltenos se separan de la mezcla en forma de liquido o en forma de precipitados sólidos.
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Los puentes de hidrógeno y los heteroátomos de azufre y nitrógeno de las moléculas orgánicas pesadas pueden empezar a agregarse o a polimerizarse y se produce una fase solida que se separa del crudo. El primer modelo termodinámico se propuso en 1984 por Hirschberg et al y describe [3] el fenómeno de la precipitación de los asfaltenos a través del equilibrio termodinámico reversible liquido-líquido de una mezcla de seudo-componentes, los asfaltenos y el resto de las fracciones que constituyen el crudo denominado solvente. Bajo ciertas condiciones de presión y temperatura, el crudo se puede separar en dos fases líquidas, una de las cuales se constituye solo por los asfaltenos, mientras que la otra por ambos componentes, pero en su gran mayoría por el solvente. Numeroso investigadores [6] han aportados mejora en cuanto al cálculo de los parámetros de solubilidad de los asfaltenos y la caracterización de las fracciones pesadas presentes en el petróleo. Ver Figura 2. [7]
Figura 2. Representación del Modelo Termodinámico Continúo [7]
4.1.2 Modelo termodinámico coloidal.
Los asfaltenos constituyen moléculas insolubles y dispersas en el crudo y se asocian en tres o cuatros moléculas para formar una micela o coloide. El modelo coloidal [2] asume que los asfaltenos constituyen partículas sólidas de diferentes tamaños suspendidas en forma de coloide en el crudo y estabilizados por las moléculas de resinas adsorbidas en la superficie de los asfaltenos. Cuando las resinas adsorbidas se disuelven en solución, las partículas de asfaltenos se pueden someter a agregación y formar flóculos por la fuerzas de atracción de van der Waals. Esta teoría se basa en experimentos de titulación, los cuales demuestran que cuando existe un equilibrio en la adsorción de resinas y asfaltenos, se causa floculación irreversible de asfaltenos una vez que se agregan solventes parafinicos a la fase liquida. Las resinas juegan un papel fundamental en la solubilización de los asfaltenos
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debido a que reducen su agregación. El grado de solubilidad de los asfaltenos depende del efecto peptizante de la concentración de resinas en el crudo. Los modelos coloidales poseen su base en la termodinámica estadística y en la ciencia coloidal. El modelo propuesto por Leontaritis [7] asume que la transferencia de agentes peptizantes como las resinas de los asfaltenos al crudo y viceversa es la responsable de la agregación de asfaltenos en micelas y su floculación en grandes moléculas causan su suspensión. La capa externa de la micela sirve como un estabilizador que permite un equilibrio molecular con el resto de los componentes del crudo y evitan la floculación de los asfaltenos. El tamaño de la micela de los asfaltenos y el espesor de la capa peptizante en el “onset” depende de factores como la naturaleza de los asfaltenos y de las resinas, composición del crudo, temperatura, presión y otros. Este modelo utiliza termodinámica macroscópica convencional y la ecuación de estado para llevar a cabo los cálculos de equilibrios liquido-vapor y establecer la fase liquida de la cual los asfaltenos se pueden flocular. Ver Figura 3.
Figura 3. Representación del modelo Termodinámico Coloidal [7]
4.2 FACTORES QUE PRODUCEN LA PRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS.
Existen evidencias que la desestabilización de los asfaltenos, que causan la floculación y precipitación de asfaltenos, se deben a alteraciones del balance que mantiene a los coloides en solución. Las alteraciones se pueden dividir en varios tipos, termodinámico, químico, eléctrico, mecánicos entre otros. Los principales parámetros
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que controlan la estabilidad de los asfaltenos se componen de la presión, temperatura y la composición del crudo por lo tanto ante cualquier acción de naturaleza química, eléctrica o mecánica, en el proceso de producción, que modifique dichos parámetros se ocasiona la floculación y precipitación de los asfaltenos en el crudo.
4.2.1 Factores Termodinámicos. Los cambios graduales en las variables operacionales durante el proceso de producción como la presión y la temperatura influencian la solubilidad de los asfaltenos.
• Efecto de la presión. La presión [10] se considera uno de los factores más importantes que influyen en la precipitación de asfaltenos. Durante los procesos operacionales la caída de presión del crudo hasta su punto de burbuja provoca que los componentes más livianos como las cadenas de n-alcanos se expandan más que los componentes pesados. El incremento del volumen molar de los compuestos livianos continúa mientras que la presión del crudo descienda. A través de la despresurización por debajo del punto de burbuja las cadenas livianas abandonan el fluido en forma de gas y se provoca una disminución en el volumen molar de los compuestos livianos y el consecuente descenso en la concentración de los n-alcanos en el crudo. La disminución [3] de la presión y del volumen molar de los compuestos livianos en el crudo se traduce en un descenso de la densidad del fluido y una correspondiente disminución de la solubilidad de los asfaltenos. La separación entre moléculas de la fase líquida del crudo y las micelas de resina-asfalteno resulta mayor en densidades bajas cuando las interacciones resultan menos atractivas. Por tal motivo al disminuir la presión y por consiguiente la densidad, algunas micelas de resina-asfalteno se agregan y forman grandes flóculos que pueden llegar a precipitarse. El problema de los depósitos de asfaltenos por cambios de presión se produce cuando la presión natural del pozo se agota o cuando existe alguna modificación en las condiciones operacionales y se manifiesta tanto en el yacimiento como en el pozo y facilidades de superficie. La cara de la formación constituye la zona más afectada por la despresurización, la cual mostrará un daño de formación asociado a los depósitos orgánicos. Los depósitos [8] de asfaltenos se presentan en los chokes, en las líneas y en la tubería en forma de grumos o de esferas. Los grumos se componen de pequeñas y delgadas escamas sin una alineación estructural particular.
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• Efecto de la temperatura. En general [8], la precipitación de asfaltenos se considera independiente de la temperatura sin embargo la temperatura puede afectar la solubilidad de los maltenos y las resinas o puede causar la precipitación de parafinas. Cuando la temperatura [10] de la formación aumenta, la solubilidad de las resinas en los n-alcanos se aumenta también y provoca que los asfaltenos sean menos solubles en el crudo. Si el poder de solubilizacion de los componentes del petróleo disminuye, sin incluir a los asfaltenos, las micelas resina-asfalteno se desestabilizan y se agregan en entre ellas en forma de flóculos. Cuando ocurre una disminución en la temperatura, se desencadena la precipitación de parafinas, las cuales atrapan a los asfaltenos durante su solidificación. La temperatura [10] de la cara de la formación puede cambiar por la inyección de líquidos y gases como agua caliente, vapor, dióxido de carbono u operaciones en el pozo. Los primeros estudios acerca del comportamiento de los asfaltenos con la temperatura corresponden a Hirschberg et al [5], que notaron que ante un incremento de temperatura, la solubilidad de las resinas en los n-alcanos aumentan mientras que las solubilidad en asfaltenos disminuye. Burke et al realizaron trabajos experimentales sobre el efecto de la temperatura en la estabilidad de los asfaltenos y estableció que la solubilidad de los asfaltenos aumentan cuando decrece la temperatura.
4.2.2 Factores Químicos. Existen diferentes [3] formas a través de las cuales se puede provocar cambios en la composición del crudo y posterior floculación de los asfaltenos por alteración del equilibrio termodinámico del petróleo. Los distintos factores que producen la precipitación del asfaltenos se encuentran asociadas a los casos de contacto del petróleo con fluidos no involucrados en el proceso natural de producción, como en métodos de recobro mejorado [10], estimulación del pozo, inyección química y en otras operaciones como workover y control de arenas. Los factores más influyentes en la estabilidad de los asfaltenos se listan a continuación [8]:
� Inyección de dióxido de carbono: El dióxido de carbono es utilizado en procesos de recobro mejorado por su efecto positivo en la miscibilidad y en el hinchamiento del crudo. Sin embargo el CO2 representa una de las
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causas más comunes de floculación de asfaltenos en pozos productores. El CO2 produce una desestabilización en el equilibrio de la solución por disminución del pH, cambios de composición y formación de turbulencias.
� Inyección de gases ricos: La inyección de gases ricos desestabiliza a
los asfaltenos porque disminuye la proporción de carbonos e hidrógenos. Los hidrocarburos livianos tienen una menor afinidad con las estructuras asfalténicas comparado con el crudo que posee una proporción de carbono e hidrógeno alta.
� Alteración del pH: los cambios en el pH se produce por la presencia de
CO2, ácido mineral o ácido orgánico ocasionado por bacterias. La alteración del equilibrio de la solución desencadenara los depósitos de asfaltenos.
� Procesos de estimulación: El contacto del crudo con aditivos de estimulación incompatibles como el alcohol isopropilico, alcohol metílico, acetona e incluso glicol o solventes duales a base de surfactantes, que no poseen componentes aromáticos, pueden causar la floculación de los asfaltenos a partir de la solución. En procesos de acidificación con ácidos minerales fuertes se causa cambios bruscos en el equilibrio químico local por pH y por liberación de dióxido de carbono, como también se eleva la concentración de iones.
4.2.3 Factores Eléctricos.
El estudio [3] de los depósitos orgánicos en el yacimiento ha mostrado que una de las principales causas de desestabilización de los asfaltenos constituye la presencia de un campo eléctrico que se generaba por el flujo de partículas cargadas dentro del medio poroso y de la tubería. Los asfaltenos por su característica polar, poseen una carga eléctrica intrínseca, que se considera responsable en cierta forma de la estabilidad de la micela asfaltenos-resina, según el modelo coloidal. Las micelas se mantienen estabilizadas debido a las fuerzas de repulsión electrostáticas de los núcleos cargados de igual signo. La generación de un potencial eléctrico debido al flujo de partículas cargadas o la aplicación de un potencial externo grande, puede llegar a neutralizar las cargas eléctricas, perturbar el balance de fuerzas entre las micelas y causar la floculación de asfaltenos.
4.2.4 Factores Mecánicos.
Los factores mecánicos [3] incluyen los esfuerzos de cizalla por equipos de bombeo de subsuelo como bombas de varilla y bombas electrosumergible además de fuerzas de fricción y fuerzas de impacto entre partículas. Los esfuerzos se asocian a caídas de presión en el fondo del pozo y con el equipo de superficie.
4.2.5 Otros factores.
Algunos sólidos [3] suspendidos en el crudo como finos de arcillas o minerales, limaduras de metales, sedimentos y grava favorecen los procesos de
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precipitación de los asfaltenos. Las pequeñas partículas suspendidas en el crudo pueden servir de núcleos que promueven la adhesión de los coloides de asfaltenos. Se forman así grandes cadenas de moléculas que tienden a precipitarse más rápido de la solución. Este efecto ocurre a nivel de las perforaciones y a nivel de las tuberías donde las rugosidades internas también representan “sitios de nucleación” para los depósitos orgánicos.
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5. MECANISMOS DE DEPOSITACIÓN DE LOS ASFALTENOS. El tipo y la cantidad de depósitos orgánicos del petróleo varían dependiendo de los hidrocarburos presentes en el crudo y de las proporciones de compuestos pesados. En esta sección se describirán los mecanismos de depositación orgánica durante la producción, transporte y procesamiento del crudo según Mansoori [11].
5.1 EFECTO DE DISPERSIÓN MIXTA.
El grado de dispersión de los asfaltenos en el crudo como moléculas estabilizadas depende de la composición de química del petróleo. La proporción de las moléculas polares y no polares, y de las moléculas livianas y pesadas en el crudo constituye el factor responsable de mantener la estabilidad de los distintos compuestos en el crudo, como se puede observar en la Figura 4. La precipitación de asfaltenos se puede explicar como una alteración en el balance de la dispersión mixta.
Figura 4. Vista Microscópica de los Componentes del Petróleo [11]
El balance de la dispersión mixta del petróleo se puede desestabilizar por cambios en la temperatura, presión y composición, por lo que las fracciones más polares y pesadas se separan del crudo otra fase liquida o en precipitados sólidos. Ver
Figura 5.
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Figura 5. Floculación y Precipitación de los Componentes Pesados en el Petróleo por la Introducción de un
Solvente Miscible [11]
5.2 EFECTO COLOIDAL. Los asfaltenos se separan del crudo como agregados y permanecen suspendidos gracias a agentes peptizantes como las resinas, las cuales se absorben en su superficie. La Figura 6 ilustra el fenómeno de separación descrito. La estabilidad de los coloides se considera función de la concentración de resinas en la solución, la fracción ocupadas por las resinas en la superficie de las partículas pesadas, las condiciones de equilibrio entre las resinas y la superficie de las partículas orgánicas pesadas.
Figura 6. Vista microscópica del fenómeno coloidal en el petróleo [11]
���
�
5.3 EFECTO DE AGREGACIÓN. La variación en la concentración de las resinas en el aceite implica cambios en la cantidad adsorbida de resinas sobre las partículas orgánicas pesadas. La concentración de agentes peptizantes puede disminuir hasta un punto en el cual las resinas no rodea por completo a la molécula de asfaltenos como se observa en la Figura 7.
Figura 7. Vista microscópica del fenómeno de agregación [11]
Por lo tanto, cuando dos partículas de asfalteno con movimiento browniano presentan contacto en áreas libres de resina se adhieren y forman un cúmulo asfalténico de dos partículas que se difundirá en el sistema con la probabilidad de quedar pegado a otras partículas individuales o a otros agregados asfalténicos de tamaño variable que se encuentren en el aceite. A este fenómeno se le conoce como agregación y se considera irreversible.
Figura 8. Vista microscópica del fenómeno de floculación y depositación de una molécula orgánica gran
tamaño. [11]
���
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5.4 EFECTOS ELECTROCINÉTICOS.
El efecto electrocinético se debe considerar en la precipitación de asfaltenos cuando el petróleo flujo a través del medio poroso, del pozo o de la tubería. El efecto consiste en la generación de una diferencia de potencial eléctrico debido al movimiento de partículas cargadas. La diferencia de potencial causa un cambio en la distribución de las cargas y en las partículas coloidales. Los factores que influyen en el efecto electrocinético recaen sobre las características eléctricas y térmicas del medio, régimen de flujo, propiedades fluyentes del aceite y las características polares de los compuestos orgánicos pesados y de las partículas coloidales. Ver Figura 9.
Figura 9. Depositación electrocinética de asfaltenos en una tubería [11]�
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6. DESCRIPCIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN POR LA DEPOSITACIÓN DE ASFALTENOS.
Durante la etapa de producción de petróleo las condiciones termodinámicas dentro de la cara de la formación se pueden encontrar dentro de la envolvente de floculación del fluido del yacimiento, lo cual causa el daño de formación por depositación de asfaltenos.
El daño de formación se describe en forma matemática como la reducción en la movilidad efectiva al petróleo definida, � por la ecuación (*).
� � ���� � ������ ��
Se han identificado [14] tres mecanismos de daño de formación cuando los asfaltenos reducen la movilidad efectiva del petróleo, el primero por el incremento de la viscosidad del fluido de yacimiento por la formación de emulsiones de agua en petróleo siempre y cuando el pozo produzca estos fluidos en forma simultánea. La viscosidad del petróleo puede aumentar también por el incremento de la concentración de las partículas de asfaltenos en la región cercana al pozo, aunque mediciones experimentales indican que el incremento en la viscosidad por la floculación de asfaltenos resulta despreciable. El segundo mecanismo constituye el cambio de humectabilidad de la formación de humectable al agua a humectable al aceite, debido a la adsorción de asfaltenos sobre la superficie mineral de alta energia como se observa en la figura 10. El fenómeno de alteración de humectabilidad resulta poco probable en yacimientos de fluidos asfalténicos que ya se encuentra con humectabilidad mixta o al aceite, debido al hecho que la superficie mineral ha adsorbido a los asfaltenos durante largos periodos de tiempos geológicos antes que los pozos sean abiertos a producción. El tercero constituye el más probable mecanismo de daño, consiste en la disminución de la permeabilidad de la formación por taponamiento de las gargantas de poros por las partículas de asfaltenos y se ilustra en la figura 11.
Los problemas asociados a la depositación orgánica se pueden evitar o minimizar en la medida que se cuenten con condiciones de operación que garanticen que el fluido de yacimiento se encuentre fuera de la envolvente de floculación de asfaltenos.
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Figura 10. Cambio de humectabilidad por depositación de asfaltenos [16].
6.1 ASPECTOS FUNDAMENTALES SOBRE LA ADSORCIÓN DE ASFALTENOS.
Cuando la floculación de asfaltenos ocurre dentro del medio poroso puede continuar con la depositación o adsorción en la superficie mineral. La floculación y depositacion [11] constituyen dos procesos distintos, gobernados por diferentes mecanismos. Si sucede una adsorción de asfaltenos sobre el medio poroso se causa un daño de formación por reducción de permeabilidad.
Figura 11. Taponamiento de gargantas de poros por asfaltenos [16].
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La humectabilidad original al agua de una superficie mineral se puede alterar también por la adsorción de componentes polares orgánicos del crudo, como los asfaltenos. La mayor concentración de asfaltenos y resinas se encuentran en crudos pesados. Debido al alto peso molecular y al carácter polar los asfaltenos y de las resinas, la adsorción de compuestos orgánicos desestabiliza a la película de agua y se cambia la humectabilidad del medio poroso. Los factores [12] más importantes que controlan la adsorción de asfaltenos en superficies minerales se enlistan a continuación:
• La presencia, naturaleza, estabilidad y espesor de la película de agua sobre la superficie mineral.
• La naturaleza química y estructural de los minerales. • El contenido de asfaltenos y resinas en el crudo. • La presencia de asfaltenos y resinas en crudo en forma de micelas coloidales o
agregados. • La capacidad de la fracción de hidrocarburos del crudo para estabilizar estos
agregados coloidales e incluso disolverlos en la solución. Las interacciones entre los asfaltenos y las superficies minerales determinan el grado en el cual la adsorción se considera irreversible. Buckey et al [19] presentaron un trabajo de laboratorio donde se estudio la adsorción de los componentes polares del crudo en las superficie mineral y la alteración de las propiedades humectantes. Reconocieron los distintos mecanismos de adsorción de los componentes polares del crudo en las superficies minerales, tales como la composición del crudo y la calidad del solvente de los asfaltenos en el petróleo. La composición del crudo constituye un factor importante en la alteración de la humectabilidad en dos formas:
� Los compuestos polares presentes en el crudo, como las asfaltenos y las resinas poseen actividad superficial e influencia humectante.
� El petróleo por si solo constituye un medio solvente que influye separando componentes de superficie activa entre el crudo y las interacciones agua/aceite o agua/aceite/roca.
Las interfases entre el crudo y la salmuera se encuentran cargadas eléctricamente con un carácter positivo y negativo. Las cargas eléctricas dependerán de los componentes disponibles en el crudo y de la composición de la salmuera cuando existe un contacto entre ellos. La adsorción de algunos componentes del crudo si bien resulta análoga a la adsorción de un surfactante, se limitara debido a que los compuestos que se adsorberán solo existen en la interfase crudo/salmuera, y no en la fase petróleo o agua. Los componentes polares [19] en el crudo se pueden adsorber por distintos mecanismos, bajo la presencia de una fase acuosa. Las interacciones involucradas en el fenómeno de cambio de humectabilidad ocurren entre petróleo/salmuera/roca y puede incluir las siguientes:
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• Interacciones polares, que predominan bajo la ausencia de una película de agua en el crudo y la superficie sólida.
• Precipitación superficial, que depende de las propiedades del crudo para mantener disueltos a los asfaltenos.
• Interacciones entre ácido/base, que controla la carga superficial en las superficies aceite/agua y roca/agua.
• Enlaces iónicos o interacciones especificas entre los puntos cargados y los iones de alta valencia.
Interacciones Polares [19]. Se ha encontrado adsorción de asfaltenos en forma directa sobre la superficie mineral. Algunas variables importantes afectan la adsorción sobre la roca bajo la ausencia del agua como el tipo de mineral y sus cationes intercambiables, además del contenido de nitrógeno en el petróleo y del solvente en el cual los compuestos polares se disuelven. Los autores reportan la presencia de una capa adsorbida para todos los solventes utilizados excepto el nitrobenceno, un solvente polar. El espesor de la capa dependerá del solvente con el que se precipitaron los asfaltenos. El material adsorbido se enriquece con la presencia de nitrógeno, oxigeno y azufre, y posee un mayor peso molecular que el crudo del cual provino. Los más probables grupos funcionales involucrados en las interacciones polares y su variedad de formas pueden interactuar con las superficies. La figura 12 ilustra los grupos funcionales son funcionalidad polar.
Figura 12. Grupos funcionales involucrados en las interacciones polares [19].
Precipitación superficial [19]. La capacidad del crudo para actuar como un solvente de los asfaltenos varía en forma amplia. Si el petróleo constituye un solvente pobre para los compuestos asfalténicos, la tendencia para la alteración de la humectabilidad se aumentara como se muestra en la figura 13. Buckley muestra medición en laboratorio acerca de la cantidad del material adsorbido, ángulos de contacto y la tasa de imbibición en un núcleo de arenisca. Se concluye que una mayor adsorción de asfaltenos y condiciones de poca humectabilidad del agua se obtiene cuando el crudo resulta un pobre solvente para los asfaltenos. Este resultado implica la importancia de cuantificar la calidad del solvente del crudo las interacciones entre el crudo y la roca.
Interacciones Ácido/Base [19]. El agua juega un papel fundamental por su influencia entre las interacciones petróleo/roca. Bajo la presencia del agua, ambas interfases se encuentran cargadas. Los grupos funcionales polares que pertenecen a la fase mineral y a la fase del crudo se pueden comportar como un ácido, donde cede un protón y resulta cargado negativamente y como una base, donde gana un protón y por lo tanto queda cargado positivamente.
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Figura 13. Precipitación superficial [19].
Existen dos importantes maneras en los cuales el fenómeno de carga superficial influye en las interacciones entre el crudo, salmuera y las superficies sólidas:
1. La carga neta afecta la estabilidad de la película de agua: La estabilidad de la película de agua entre el mineral y el crudo dependerá de las fuerzas DLVO y será alta mientras el grado de salinidad de la salmuera sea baja. Para un petróleo o superficie solida dada, las cargas superficiales depende de las reacciones de disociación ácido/base las cuales a su vez dependerán del pH de la superficie mineral. Para algunas composiciones de salmuera, las interfases aceite/agua y roca/agua se cargarán y la repulsión resultante estabilizará la película de agua. Si la película se encuentra estabilizada, las condiciones de humectabilidad hacia al agua se mantendrán, mientras que si la película no se encuentra estable, el colapso de la película de agua permitirá la alteración de la humectabilidad.
Figura 14. Interacciones Ácido/Base. [19].
2. Las zonas ácidas y/o básicas ionizadas influyen en la adsorción: El colapso de la película de agua constituye el primer paso de la modificación de la humectabilidad. En este punto los componentes del crudo en la interfase aceite/salmuera se pueden adsorber en la superficie sólida. La figura 14 muestra la adsorción de una partícula de asfalteno, cargada positivamente, sobre una superficie mineral (SiO) cargada en forma negativa y con un pH por encima de 2. Las superficies de calcita resultan más complejas, aunque puede ser cargadas por debajo de un pH de 9,5 donde se aumenta la adsorción de partículas ácidas.
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Enlaces Iónicos [19]. Las interacciones ácido/base se disminuyen cuando hay presencia de iones Ca2+. Con el ion Ca2+ surgen interacciones como, aceite - Ca2+ - aceite, mineral - Ca2+ -mineral y aceite - Ca2+ -mineral. Las primeras dos interacciones pueden limitar la alteración de la humectabilidad, mientras que la ultima puede promoverla como la figura lo muestra 15.
Figura 15. Enlaces Iónicos. [19].
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7. MODELOS MATEMÁTICOS DE DAÑO DE FORMACIÓN POR LA DEPOSITACIÓN ASFALTENOS.
Leontaritis desarrolló [15] en 1998 un modelo resumido para predicción del daño de formación y la declinación de la productividad por la precipitación de asfaltenos en un yacimiento de crudo asfalténico cuya presión se encuentra por encima de la presión de burbuja (yacimiento subsaturado). El autor asume que en yacimientos de estas características se produce solamente petróleo, por lo cual el mecanismo de daño más importante constituye el bloqueo de las gargantas de poros por las partículas de asfaltenos y de esta forma se reduce la permeabilidad de la roca.
La depositación de asfaltenos afecta la zona cercana a la cara de la formación desde cero hasta un pie hacia dentro de la misma. En algunos casos los asfaltenos puede causar daño de formación varios pies dependiendo del drawdown y de las operaciones de recuperación.
El modelo [6] se basa en el hecho de que los petróleos crudos que exhiben procesos de precipitación y depositación de asfaltenos durante el proceso de agotamiento primario constituyen los subsaturados, lo que significa que existen en el yacimiento a presiones superiores a la presión de burbujeo. Estos petróleos crudos tienden a tener bajo contenido de asfaltenos y alto contenido de gas. Durante la producción del yacimiento, a una temperatura constante, una vez que la presión se reduce para interceptar la envolvente de asfaltenos (ADE), la que indica el comienzo de la floculación de asfaltenos. La presión del inicio de floculación de asfaltenos se denomina��� ��El fenómeno de la floculación puede ocurrir cuando el pozo produce a altas tasas de flujo o altos drawdowns.
El modelo de daño de formación por asfaltenos constituye una descripción matemática de retención de partículas de asfaltenos en las gargantas de poros de la formación. Para la formulación del modelo se requiere primero conocer la cantidad y distribución del tamaño de la partículas de asfaltenos floculados en función de las propiedades termodinámicas del sistemas.
Se asume que las distribución del tamaño de las partículas de asfaltenos se puede calcular en cualquier punto dentro de la envolvente de depositación de asfaltenos (ADE), determinada por un modelo termodinámico de floculación de asfaltenos para un crudo.
Cuando las partículas de asfaltenos taponan la formación a una distancia � del centro del pozo, entonces el área de flujo se reduce. El área afectada por las partículas de asfalteno������ � a un radio � y a un tiempo � se representa por ����� �. Para calcular ����� � se necesita conocer el números de moles de asfaltenos atrapadas a una distancia � y tiempo �
���
�
�, ������.�������� representa el incremento en el número de moles partículas de
asfaltenos atrapadas a una distancia � y tiempo � dentro de un intervalo de tiempo �� y de formación �� además del incremento del área taponada ������ �. Etapa 1- En un tiempo inicial de la precipitación de asfalteno denotado como � � � antes del daño por asfaltenos. Entonces el índice de productividad, �, la presión fluyente de fondo ��������, se define según la ley de Darcy para flujo lineal como:
� !�" # �$% � &'()*+,-./ .$0 1��2�
El perfil radial de la presión de para flujo estable antes del daño se calcula así:
���. � �$%�� 3 !*&'() +, 4../5��&�El modelo asume que la depositación de asfaltenos ocurre dentro de la región cercana a la pared del pozo, �6 7 � 7 �89, donde la presión se encuentra por debajo de la presión de floculación de asfaltenos.
El radio �89 representa el radio afectado por la floculación de asfaltenos como muestra en la figura 12 y se calcula con la ecuación �& a partir de � � �89. La región �89 7 � 7�: no se encuentra influencia por la depositación de asfaltenos.
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Figura 16. Regiones involucradas en la depositación de asfaltenos.
Etapa 2- Al igual que Wojtanowicz et al (1987, 1988), Leontaritis consideró el medio poroso como un conjunto de tubos paralelos tortuosos. Por lo tanto el radio hidráulico, �;, se estima como la razón entre el volumen poroso total y el área superficial total de poro dentro de los canales, con el objetivo de conocer la distribución de las gargantas de poros.
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KLMNOPQ�RST����L�UPM�TSQSM�UP�VMNWL � XYZ��[�
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a] .AI.AHA,^C�+C�I>.>HJECE�EA+�DC,C+�EA�F+?G>�����bPS�cNdPbVeTeSM�UPM�TSQSM�UP�VMNWL � XY�f # ZXdKd ��g����
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Por lo tanto, el radio hidráulico en función de las propiedades del grano del medio poroso se define como:
.< � =ia\h�2 # a��j�Las propiedades del grano del medio poroso como la �k y lk, además de la porosidad se pueden obtener de forma experimental.
Cuando se conoce el diámetro promedio del grano mnse tiene:
=i\h �op'.qro'.qs � .qp � Eqt ��t�
Entonces se puede expresar el radio y el diámetro hidráulico en función del diámetro promedio del grano de la siguiente forma:
.< � Eqat�2 # a u E< � Eqap�2 # a���v�Ahora se pueden determinar la función de distribución del tamaño de los tubos ��w8, la fracción molar x8 y volumen molar y8 de los asfaltenos floculados y las moles de los fluidos de yacimiento �z9 a condiciones de presión y temperatura en la región cercana a la pared del pozo.
Leontaritis asume que el daño en la permeabilidad sucede por taponamiento de las
gargantas de poros y generaliza una 2 p0 de la regla del dedo gordo (pulgar), para la
filtración de partículas que no puede ser retenida y mayores que cierta fracción del tamaño de poro y determina la fracción de partículas capturadas y depositadas en las gargantas de poros, ���{|.
E�i � 2pE<��}�Donde m8|representa el diámetro de la partícula de asfalteno más pequeña retenida
en los poros de la formación.
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Figura 17. Representación esquemática de la depositación de Asfaltenos en la región cercana al pozo y el diámetro hidráulico en los tubos paralelos
Ahora se pueden determinar la función de distribución del tamaño de los tubos ��w8, la fracción molar x8 y volumen molar y8 de los asfaltenos floculados y las moles de los fluidos de yacimiento �z9 a condiciones de presión y temperatura en la región cercana a la pared del pozo.
Leontaritis asume que el daño en la permeabilidad sucede por taponamiento de las
gargantas de poros y generaliza una 2 p0 de la regla del dedo gordo (pulgar), para la
filtración de partículas que no puede ser retenida y mayores que cierta fracción del tamaño de poro y determina la fracción de partículas capturadas y depositadas en las gargantas de poros, ���{|.
m8| � 2pm;��} Donde m8|representa el diámetro de la partícula de asfalteno más pequeña retenida
en los poros de la formación.
En general para estimar el diámetro de partícula critica por taponamiento como una fracción del diámetro hidráulico de los tubos se utiliza la siguiente expresión:
m8|�~� � �m;��� Donde�� representa un factor empírico que tiene en cuenta la variación del tamaño de las partículas de asfaltenos más pequeñas filtradas y se puede utilizar para ajustar cuando el matching histórico de los datos de producción de un pozo se encuentra influenciado por el daño de formación por asfaltenos.
���
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La fracción de partículas de asfaltenos que no puede atravesar la garganta de poros y por lo tanto será capturado en éstas, se calcula así:
F�"�i � � F���E���
��������2��
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Etapa 3- El incremento en las moles de las partículas de asfaltenos atrapados y el área de flujo cerrada en un intervalo de tiempo �^, se puede obtener así:
• El número incremental de moles de la partícula atrapada en . y en un tiempo incremental G, ^ � G�^. �
�@��"�� � @� ��F�"�i��22��
@� ] ,�@A.>�^>^C+�EA�@>+AH�EA+�F+?JE>�EA��CDJ@JA,^>���������] F.CDDJ�,�@>+C.�EA�+>H�CHFC+^A,>H�F+>D?+CE>H������F�"�i] F.CDDJ�,�EA�+>H�CHFC+^A,>H�!?A�,>�I?AEA,�C^.CBAHC.�+C�`C.`C,^C�EA�I>.>�• El área incremental taponada por las partículas de asfaltenos en . y G.
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CHFC+^A,>H� �A�A,D?A,^.C�A,^.A�����2� A�J,EJDC�+C�AFJDJA,DJC�EA+�^CI>,C@JA,^>� �A�A���������HA.�?HCEC�D>@>�?,�IC.�@A^.>�EA�CG?H^A���A+�@C^D)J,`�)JH^�.JD>�AH^C�EJHI>,J�+A��
Ahora al combinar las ecuaciones ��� �2�� �22� �2&���2p sobre un número consecutivo � de pasos discretos en el tiempo �^. Entonces el área de flujo acumulada cerrada al flujo por el taponamiento de la garganta de poro será:
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\��"�� � ��\��"�� ��
����-�@��"��B��"��C��1��
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��������������J��� � t�� �
\��"�� � �4@� ��F�"�iB��"�� �E<5��
�������2o�
El área abierta a flujo después del taponamiento de asfaltenos se obtiene así:
\�"�� � \��������" # \��"������2j�\��������" � &'.)a������������2t�
\ � &'.)a�����2v�Según la ecuación de Darcy para el flujo radial en estado estable:
���. �. � !*2�2&v 2��r(\��������"���>,EA��
*] =JHD>HJECE� DA,^JI>JHA�!] �C?EC+�^>^C+� ��+ E�C0 �
(] �A.@AC�J+JECE�@���] �.AHJ�,� IHJ�.] �CEJ>� IJA�
)] HIAH>.�,A^>� IJA�Al combinar las ecuaciones �2j� �2t¡��2v se obtiene que:
\\� � 2 # \�\� ����u ����a � a� 42 # \�\�5����2}��>,EA�a�EA,>^C�+C�I>.>HJECE�J,H^C,^�,AC��
De acuerdo a Wojtanowicj et al, el área abierta a flujo durante el daño de formación por el taponamiento de las gargantas de poros tiene una relación lineal con la permeabilidad.
���
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( � (� 42 # \�\�5����2���>,EA�(�EA,>^C�+C�I>.>HJECE�J,H^C,^�,AC��
La razón de productividad se calcula por:
¢� � ���&��Donde
� !�� � (\*�.���&2�Al combinar las ecuaciones �2j� �2�� �&��¡��&2 se obtiene que:
*�.\ � �*�.\� 42 # \�\�5 ���u �� � � \\� 42 # \�\�5� � � 4\� # \�\� 5 42 # \�\�5 ���u��¢� 42 # \�\�5
s �&&�Se puede notar que la ecuación �&& resulta distinta a la propuesta por Leontaritis15 (1998), y por lo tanto al relacionar las ecuaciones �&�� �&2�¡ �&& se consigue que:
¢� � � ����� � 42 # \�\�5s ���u ��� �� � ���
£2 # \�\�¤s¥ ���&p�
�� representa la pérdida de presión debido al daño de formación por la reducción de la permeabilidad ocasionada por la floculación de asfaltenos, por lo cual la presión nueva se calcula mediante la ecuación (24):
� � �� # ������&o�Etapa 4- Cuando se lleva a las etapas 2 y 3 para todos los segmentos ��, las pérdidas de presion por el daño de formación, y el daño de formación, ¦ se calcula así:
El drawdown durante el daño de formación se calcula de la siguiente forma:
�/ # �$�� � !*&'(�) §+, 4./.$5 3 ��^¨���&j�Donde ¦�� constituye el factor de daño de van Everdingen-Hurst. La pérdida de presión por el efecto del daño de formación será:
�� � !*�&'(�)���&t�Al combinar las ecuaciones �&� �&j¡��&tse obtiene que:
�/ # �$�� #� !*&'(�) §+, 4./.$5¨ � ���©�
��
�
�$� # �$�� ����©���&v�Primero se debe calcular ��ª a través de la ecuación �&v, después se puede determinar ¦ con la ecuación �&t. Etapa 5- Se puede tomar un incremento en tiempo �� para las etapas 2 y 4 hasta un tiempo final donde la tasa de producción no se mantiene constante. Leontaritis consideró que el estado estable se logra cuando la tasa de depositación y erosión son iguales. Por lo tanto la depositación de asfaltenos se detiene y el área abierta a flujo alcanzara un valor límite.
Debido a la falta de una teoría acerca de la erosión, Leontaritis asume que el área de flujo puede ser expresada en forma empírica como una fracción del área inicial a través de la ecuación �&}.
\ « \��C� 3 ������&}�Por lo cual en el límite, se llega al área final del estado estable:
\% � ¬�®u� \ � \�������&��Debido a que inicialmente � � 2 y � � ��, la ecuación �&} se convierte en:
C 3 � � 2����p��Basados en las ecuaciones �&��¡��p�, se puede se concluir que � ¯ ° ¯ 2���y que � ¯ ± ¯ 2�. �
Garrouch A.A. y Al-Ruhaimani F.A. formularon en el 2005 un modelo [17] para estimar el daño en la permeabilidad causado por la depositación de asfaltenos basado principalmente en el modelo de Leontaritis planteado en la primera parte. Los autores basaron su modelo en un balance de masa monofásico y unidimensional que puede predecir la reducción en la permeabilidad en pozos verticales y horizontales donde se tienen en cuenta los efectos de la posición en yacimiento y tiempo. Además el modelo tiene en cuenta de manera implícita efectos de presión, temperatura y composición de los fluidos y se incluye la distribución radial de los asfaltenos. La geometría de un yacimiento con un pozo vertical se muestra la figura 14. El yacimiento se divide en n números de anillos de longitud �. y para incremento fijo en el tiempo, se calculada para cada anillo la permeabilidad disponible después de daño, (��� y la permeabilidad de la formación y efectiva se calcula con la ecuación 31,
(/%% � +>`�./².$³ ¬´µ���.�².���¶·�¸
��������p2�
La permeabilidad disponible después del daño para el anillo i, (���, se calcula con la ecuación para cualquier tiempo dado, �
(����� � (��� ¹2 # \^�J�^\��J º ����2��
���
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Figura 18. La geometría de un yacimiento con un pozo vertical [17].
Se plantea el cálculo del área transversal inicial disponible a flujo con la ecuación (32), similar a la ecuación (16),
\��� � &')a��������» .E."¼"¼½¾.� # .��� �p&
�
El término \����^�representa el área promedio taponada por las partículas de asfaltenos en el i-ésimo anillo y al tiempo t. Se calcula de forma análoga al modelo planteado por Leontaritis donde las partículas de asfaltenos se suponen de forma esférica, �\����"�� � �@����"��B����"�� r
"¿ � (33)
Donde .i representa el radio de la partícula de asfaltenos más pequeña retenida en la formación, �, una constante entre 0 y 1 que indica la eficiencia del taponamiento de las partículas de asfaltenos, indica la fracción del área superficial total de las partículas de asfaltenos que puede contribuir al taponamiento de la garganta de poro. Por lo general se utiliza como un parámetro de ajuste cuando se disponen información del núcleo. El término B����"�� representa el volumen molar de las partículas de asfaltenos en el i-ésimo anillo y al tiempo t. �@����"��, número incremental de moles de las partículas de asfaltenos que se encuentran atrapadas en el i-ésimo anillo, a un tiempo t y distancia r. Para el cálculo del número de moles incrementales de las partículas de asfaltenos que se encuentran atrapadas en el i-ésimo anillo a un tiempo t, a una distancia r se utiliza la siguiente expresión:
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�@����"�� � ���"��F�"�i�� À%!�ÁÂ% �^���po Donde, ���"��] ��@A.>�EA�IC.^�D+?CH�EA�CHFC+^A,>H�I>.�@>+�EA�F+?JE>�EA��CDJ@JA,^>��À%] �A,HJECE�EA+�D.?E>��!�] ÃCHC�B>+?@^.JDC�EA�D.?E>��ÁÂ%] �AH>�@>+AD?+C.�EA+�D.?E>��F�"�i��] Ä.CDDJ>,�EA�+CH�IC.^JD?+CH�EA�CHFC+^A,>H�C^.CICECH�I>.�@>+�EA�F+J?E>�EA��CDJ@JA,^>�ECEC���I>.�+C�AD?CD?�,��2����
Al integrar la ecuación (33) y sustituir la ecuación (34) en ésta, se obtiene una expresión para calcular el área promedio taponada por los asfaltenos en el i-ésimo anillo, �
\����"�� � p�F�"�i��À%!�ÁÂ%�.� # .���.i � � ��B���E.E^"¼"¼½¾
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Cada anillo cilíndrico de la formación puede tener su propia permeabilidad y condiciones de presión y temperatura. Las funciones ��, F�"�i�� y B��� pueden variar de un anillo a otro. ��, y B���pueden variar dentro un anillo cilíndrico particular en función del tiempo y del radio. El taponamiento por asfalteno se comporta como un choke para las gargantas de poros del medio poroso. La velocidad intersticial aumenta cuando el taponamiento ocurre dentro de la formación afectada para una tasa de producción constante. Si la velocidad intersticial sobrepasa una velocidad critica, los asfaltenos depositados se comienzan a desplazar y a moverse con el flujo. La tasa de erosión llega a ser igual a la tasa de depositación a condiciones de estado estable. El área disponible a flujo \����"�� a estas condiciones corresponde a la fracción del área inicial de flujo \����"��. Para garantizar las condiciones de estado estable en el modelo se plantea la ecuación (36), ¬��u�\����"�� � -F�"�i�� 3 �1\����"�����pt Donde � representa un parámetro de ajuste entre 0 y 1. La condición de estado-estable hace que la tasa de erosión sea igual a la tasa de depositación para el flujo.
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