Control de Parafinas

PRODUCCIÓN PETROLERA III

CONTROL DE PARAFINAS

1. Resumen Los crudos parafínicos causan problemas durante la producción de hidrocarburos debido principalmente al depósito de parafina en las paredes de la tubería que reducen su diámetro, restringe restringe el flujo, y la precipitación causa variación variación en el comportamiento reológico del mismo. El uso de sustancias químicas ha sido efectivo para resolver los problemas de deposición de parafina; este trabajo presenta los resultados de la evaluación a nivel de laboratorio, de un tratamiento químico conformado por un dispersante que evita la aglomeración de la parafina; un surfactante que ejerce una fuerte acción detergente y desestabiliza o previene la formación de emulsiones; un solvente que restaura la capacidad de disolver los los cristales de ceras parafínicas parafínicas debido a la precipitación precipitación por pérdida de gases o reducción de la temperatura, y un solvente mutual cuya función es mejorar las propiedades de solubilidad entre los aditivos. Se evaluaron propiedades del crudo con un tratamiento químico, tales como el punto de nube, punto de fluidez y comportamiento reológico para determinar la efectividad del tratamiento y seleccionar el mejor. El tratamiento químico probado es compatible con los fluidos y la roca de la formación productora y la muestra de crudo con 2% en parafina y un volumen de la formulación 12 (en una proporción v/v de 10 partes de crudo por una parte de formulación) formulación) presentó una disminución en el punto de nube del 62,12% tomando como referencia referencia el punto de nube del crudo con un 2% en peso de parafina y un comportamiento reológico similar al crudo sin parafina.



2. INTRODUCCIÓN En la industria de los hidrocarburos la calidad de un tipo de crudo se valora mediante el porcentaje porcentaje de parafinas parafinas presente en él, éstas son mezclas de largas largas cadenas lineales de hidrocarburos comprendidos entre C18 hasta el C60, por tanto un crudo con alto contenido de parafinas es muy atractivo para el mercado; mercado; el inconveniente inconveniente está en su producción y transporte. A medida que los fluidos del yacimiento yacimiento suben por la tubería de producción la temperatura temperatura y presión cambian, llegando al punto en el cual es posible que se rompa el equilibrio, la parafina se precipite precipite y posteriormente se deposite en algún punto entre entre el yacimiento y la boca d del el pozo o en la superficie.

La acumulación de depósitos de parafina es uno de los mayores inconvenientes en la producción, transporte y almacenamiento de crudo. En el reservorio, reduce la permeabilidad de la roca y obstruye el paso del crudo en la cara de la formación; en el pozo, causa daños al equipo de subsuelo y reduce el diámetro efectivo de las tuberías menguando la producción; en las facilidades, obstruye el paso por las líneas de transporte, impide una correcta separación aceite-agua en los separadores y se deposita en el fondo de los tanques de almacenamiento.

Entre los factores que pueden influir influir en la precipitación se encuentran: encuentran: temperatura, temperatura, pérdidas de fracciones ligeras ligeras contenidas en el crudo, presión, transferencia transferencia de calor desde el crudo crudo a la tubería de producción producción y cuando éste se encuentra en el el yacimiento, a las formaciones formaciones de roca adyacentes [2], peso molecular molecular de las parafinas, efecto de la dinámica del del fluido, naturaleza de de la solución [3] y tipo y rugosidad de las las superficies de la tubería. La temperatura es el factor de mayor importancia y disminuye en el crudo a medida que éste se acerca a la superficie. superficie. En cualquier parte del trayecto que sigue el crudo, desde desde dentro del yacimiento o en en el sistema de producción hasta la superficie, en donde aparezca el primer cristal (punto de cristalización) se iniciará la precipitación precipitación y posterior deposición deposición de parafinas en los



2. INTRODUCCIÓN En la industria de los hidrocarburos la calidad de un tipo de crudo se valora mediante el porcentaje porcentaje de parafinas parafinas presente en él, éstas son mezclas de largas largas cadenas lineales de hidrocarburos comprendidos entre C18 hasta el C60, por tanto un crudo con alto contenido de parafinas es muy atractivo para el mercado; mercado; el inconveniente inconveniente está en su producción y transporte. A medida que los fluidos del yacimiento yacimiento suben por la tubería de producción la temperatura temperatura y presión cambian, llegando al punto en el cual es posible que se rompa el equilibrio, la parafina se precipite precipite y posteriormente se deposite en algún punto entre entre el yacimiento y la boca d del el pozo o en la superficie.

La acumulación de depósitos de parafina es uno de los mayores inconvenientes en la producción, transporte y almacenamiento de crudo. En el reservorio, reduce la permeabilidad de la roca y obstruye el paso del crudo en la cara de la formación; en el pozo, causa daños al equipo de subsuelo y reduce el diámetro efectivo de las tuberías menguando la producción; en las facilidades, obstruye el paso por las líneas de transporte, impide una correcta separación aceite-agua en los separadores y se deposita en el fondo de los tanques de almacenamiento.

Entre los factores que pueden influir influir en la precipitación se encuentran: encuentran: temperatura, temperatura, pérdidas de fracciones ligeras ligeras contenidas en el crudo, presión, transferencia transferencia de calor desde el crudo crudo a la tubería de producción producción y cuando éste se encuentra en el el yacimiento, a las formaciones formaciones de roca adyacentes [2], peso molecular molecular de las parafinas, efecto de la dinámica del del fluido, naturaleza de de la solución [3] y tipo y rugosidad de las las superficies de la tubería. La temperatura es el factor de mayor importancia y disminuye en el crudo a medida que éste se acerca a la superficie. superficie. En cualquier parte del trayecto que sigue el crudo, desde desde dentro del yacimiento o en en el sistema de producción hasta la superficie, en donde aparezca el primer cristal (punto de cristalización) se iniciará la precipitación precipitación y posterior deposición deposición de parafinas en los



poros del yacimiento yacimiento o sobre las paredes del tubo de producción, disminuyendo el área transversal transversal y en consecuencia consecuencia obstruyendo obstruyendo el flujo de crudo crudo hacia la superficie, lo cual ocasiona considerables considerables disminuciones en la producción. producción.

La inhibición por medio del método magnético es una alternativa que mejora las propiedades reológicas del crudo tratado sin alterar sus propiedades químicas. En este estudio se presenta una revisión de los trabajos hechos en campos petrolíferos a nivel nacional e internacional, donde se han aplicado distintos métodos de inhibición de precipitación de parafinas y exaltado las ventajas del método magnético: reducción de los trabajos de limpieza en los pozos tratados, bajos costos de mantenimiento, la inhibición de depósitos de parafina sin interrupción de la producción o daños a la formación y sólo requiere de la energía del yacimiento. Lo anterior, hace del tratamiento magnético una interesante opción para reducir sustancialmente los costos del barril producido y mantener con una alta movilidad el crudo parafínico.

Las parafinas compuestas por cadenas de carbono que van desde C18 hasta C70, son cristalinas por naturaleza, precipitan del crudo y tienden a aglomerarse a temperaturas iguales o inferiores al punto de cristalización. Los problemas acarreados por la aglomeración de parafinas en las distintas zonas del sistema de producción generan millonarias pérdidas en la industria del petróleo anualmente. Una vez presentado el problema de aglomerados de parafina en el sistema, se hace necesaria la remoción de los mismos. Actualmente se utilizan métodos que pueden llegar a alterarlas propiedades de la roca en la formación y ocasionar deposición de parafinas, provocar daño a la tubería por corrosión o incremento de la rugosidad de no contar con un detallado estudio previo a su implementación. Por ello es importante prevenir en lo posible la precipitación de parafinas en los sistemas de producción de crudo parafínico.



En este trabajo se presenta una revisión de las causas y consecuencias de la deposición de parafinas, así como una descripción del método magnético implementado en diversos campos petrolíferos como alternativa de inhibición de la precipitación de cera en los pozos.

La Parafina, o hidrocarbono de parafina, es también el nombre técnico de un alcano en general, aunque en la mayoría de los casos se refiere específicamente a un alcano lineal o alcano normal si posee ramificaciones, los isoalcanos también son llamados isoparafinas.

El nombre deriva del latín parum (= apenas) + affinis aquí utilizado con el significado de "falta de afinidad", o "falta de reactividad". Generalmente se obtiene a partir del petróleo, de los esquistos bituminosos o del carbón.

El proceso comienza con una destilación a temperatura elevada, para obtener aceites pesados, de los que por enfriamiento a 0° C, cristaliza la parafina, la cual es separada mediante filtración o centrifugación. El producto se purifica mediante recristalizaciones, lavados ácidos y alcalinos y decoloración. Las refinerías de petróleo normalmente producen parafina.

3. PROCESO DE CRISTALIZACIÓN DE PARAFINA Las parafinas son esencialmente mezclas de largas cadenas lineales hidrocarbonadas ( n-parafinas), están constituidas por cadenas de hidrocarburos que poseen únicamente átomos de Carbono e Hidrogeno; son hidrocarburos saturados. Aquellas parafinas que



pueden precipitar de la solución bajo ciertas condiciones termodinámicas, que comúnmente se les conoce como ceras comprenden el rango del C 18 hasta el C60.

La cristalización de parafinas está determinada por tres fenómenos sucesivos estos son: Nucleación.- Cuando la temperatura de la solución liquida disminuye hasta el punto de nube, la energía del movimiento molecular se incrementa generándose aproximaciones entre los cristales que han iniciado su formación y consecuente agregación de cadenas adyacentes alineadas. Las moléculas de parafinas continúan adhiriéndose hasta formar cristales ordenados. Estos cristales forman núcleos que alcanzan un tamaño crítico y llegan a ser estables dando inicio la fase de nucleación.

Crecimiento.- una vez los núcleos son formados y la temperatura es mantenida cercana al punto de nube, moléculas adicionales precipitan sucesivamente sobre los sitios nucleados y llegan a ser parte de las estructuras laminares crecientes. Este mecanismo es llamado proceso de crecimiento.

Aglomeración.- Cuando el producto es enfriado a una temperatura más baja que el punto de nube, aumentando drásticamente el tamaño del cristal y modificando las propiedades reologicas de la solución. Finalmente los cristales se aglomeran y se depositan o se organizan en redes cristalinas rígidas.



3.1. FENÓMENOS QUE AFECTAN LA CRISTALIZACIÓN En condiciones de reservorio las parafinas están generalmente en solución, sin embargo cuando estas condiciones son alteradas, como cambios en temperatura y/o presión, las parafinas precipitaran y adhieran a la superficie en el ambiente circundante. Diferentes factores pueden influir en la precipitación: 

Temperatura



Perdidas de fracciones ligeras contenidas en el crudo



Presión



Transferencia de calor desde el crudo a la tubería de producción y a la formación adyacente.



Peso molecular de las parafinas



Efecto de la dinámica del fluido



Naturaleza de la solución



Tipo y rugosidad de las superficies de la tubería

La temperatura es el primer factor de la precipitación, como hay enfriamiento del crudo a medida que se acerca a la superficie, en cualquier parte del sistema de producción o yacimiento donde existía una disminución de temperatura por debajo del punto de nube, iniciara la precipitación y posterior deposición.

3.2. PROPIEDADES INVOLUCRADAS EN LA PRECIPITACIÓN DE PARAFINAS Las propiedades más importantes que se debe tener en cuenta en el momento de escoger algún tipo de tratamiento de parafinas son punto de nube, punto de fluidez y



comportamiento reologico, los cuales dependen de la temperatura de saturación de sus componentes y de la tasa de enfriamiento a la que se someta la mezcla de hidrocarburo.

3.2.1.Punto de nube.Temperatura a la cual se forma el primer cristal de parafina. El punto de nube para cada mezcla de crudo depende de la temperatura de saturación de sus componentes y de la tasa de enfriamiento a la que se somete la mezcla de hidrocarburos.

La temperatura del punto de nube disminuye a medida que aumenta el número de carbonos.

La medición del punto de nube se debe realizar en crudos vivos, para tener en cuenta en el diseño de operaciones que puedan generar daño a la formación.

3.2.2. Punto de Fluidez Temperatura a la cual el crudo deja de fluir, debido al aumento de la viscosidad producto de la parafina precipitada a medida que se enfría la muestra.

Se determina cuando la muestra de crudo que está contenida en un tubo de 30 a 30.5 mm de diámetro se rota de su posición vertical a la horizontal, dejando de fluir al cabo de 5 segundos. El punto de fluidez de un crudo refleja la capacidad de la parafina dentro del crudo para desarrollar una red cristalina lo suficientemente resistente para retener e inmovilizar la fase aceite.



3.2.3Comportamiento Reologico La reología es la ciencia que estudia las características de deformación y de flujo tanto liquido como sólido. Un material determinado responde de una forma característica frente a una fuerza aplicada. El objetivo de la reología es describir el comportamiento del material a partir de variables como lo son la temperatura, gradiente de velocidad de deformación viscosidad y el esfuerzo de corte.



3.3. CONDICIONES PROPICIAS PARA LA PRECIPITACIÓN DE PARAFINAS En su estado original, es decir antes de su explotación, las condiciones de alta temperatura y presión del reservorio permiten mantener las fracciones más pesadas en solución, aun cuando existe un alto porcentaje de componentes parafínicos. Cuando se realiza la perforación del pozo, dichas condiciones favorables se ven modificadas. El lodo de perforación, la profundidad y la técnica, condicionan el futuro de la producción. Con el paso del tiempo, a medida que el crudo es producido, las condiciones del entorno desde el yacimiento a las facilidades cambian, reduciendo sustancialmente la presión.

3.4. CONSECUENCIAS DE LA DEPOSICIÓN DE PARAFINAS En la industria petrolera históricamente se ha presentado problemas de deposición de parafinas, el cual se ha atacado con algunos métodos correctivos como inyección de aceite caliente en las líneas de superficie y baches de químicos por el anular del pozo recirculados a través del equipo de subsuelo, obteniendo algunas veces resultados desfavorables, inclusive llegando a taponamiento de pozos A continuación se presenta los problemas ocasionados por la deposición de parafinas: 

Cambios en las características reologicos del crudo.



Requerimiento de potencia extra para asegurar el flujo del fluido.



Reducción de la producción de hidrocarburos por obstrucción del área de flujo dentro de la tubería de producción y en superficie.



Fallas de equipos de subsuelo y superficie.



Cierre de los pozos.



Incremento en el mantenimiento de los equipos



Aumento en los costos de prevención y tratamiento del problema.



Se requiere contar con el personal especializado para investigación y manejo del problema.



MÉTODOS DE CONTROL DE PARAFINAS Los tres métodos más empleados en la industria del petróleo para combatir los problemas de parafinas son: 

Método Térmico



Método Mecánico



Método Químico

En algunos casos se emplean una mezcla de dos de estos métodos; alrededor de estos métodos existen costos que en la mayoría de los procedimientos causan perdida de producción y posibles daños en los equipos. MÉTODO MECÁNICO El método más antiguo empleado para corregir los problemas de parafinas ha sido el método mecánico que incluyen herramientas con rascadores, ganchos, cuchillos y brocas que son probados para remover depósitos orgánicos en las diferentes líneas por donde circula el crudo. La ventaja de remover mecánicamente los depósitos de parafinas es que se segura la limpieza total de las líneas y en el aspecto económico, pero la desventaja está inmersa en la limitación del tiempo, la limitación de los equipos y el costo comparado con los otros métodos; la razón es que se requiere de personal especializado, tiempo de operación, equipos especiales y no se garantiza una solución a largo plazo para el problema de deposición. Otra desventaja de este método es que la parafina raspada puede llegar a ocasionar taponamiento a las zonas baleadas Las unidades de limpieza de parafinas en pozos de gas lift son raspadores unidos a un cable, estas pueden ser operadas

manualmente o existe un aparato regulador

automático para controlarlas. Los pistones libres mejor conocidos como “plunger lift” se usan para remover la parafina de estos pozos además de mejorar la eficiencia del



gas lift. En pozos en los que el sistema de levantamiento artificial sea el bombeo mecánico, es posible adherir raspadores a las varillas de la unidad de bombeo con el fin de remover la parafina en cada viaje que haga la unidad de bombeo mecánico. Otros métodos utilizados en la remoción de parafinas exigen que el pozo sea cerrado temporalmente mientras que la unidad raspadora cae al fondo del pozo; cuando el pozo reanuda su producción la unidad raspadora se expande y remueve la parafina de las paredes de la tubería de producción mientras sube a la superficie, ayudado por la presión que ejerce el fluido que está siendo producido, este método tiene la desventaja que mientras el pozo está cerrado la producción se para, lo cual conlleva a gastos económicos adicionales a la labor de limpieza. Cuando existen problemas de deposición de parafinas en las líneas de producción es muy probable encontrarlos también en las líneas de superficie u oleoductos, afortunadamente en estos casos también se puede hacer limpieza mediante métodos de remoción mecánica, La parafina puede ser removida mediante raspadores solubles o insolubles, a través de las líneas. Los raspadores solubles son usualmente tapones de cera micro-cristalina o naftaleno, el cual se disuelve en un periodo de tiempo. Dentro de los raspadores insolubles se pueden encontrar esferas de caucho duro o plástico que van removiendo la parafina con su paso por la tubería, estos raspadores son recogidos al final de la tubería y pueden volver a ser utilizados. El principal enfoque mecánico para ayudar a limpiar un oleoducto y eliminar la acumulación de parafina, es un dispositivo a través de la tubería que raspa las paredes internas de la misma y empuja a traves de la parafina. Este tipo de dispositivo de limpieza recibe el nombre de “Pig” por el ruido que produce en el momento del raspado de la pared interna de la tubería. El pig es normalmente impulsado a través de la tubería de un bombeo de alta presión que se ejerce detrás de él. Pero si la acumulación de parafina en las paredes interiores de la tubería es relativamente alta, mientras el marrano avanza recogerá tanta parafina en el frente que bloqueara cualquier movimiento de los raspadores. En otras palabras, a medida que más y más parafina se raspa de la pared interior de la tubería, más se acumula en la parte frontal



de los raspadores haciendo su movimiento más difícil, en algún momento la presión de bombeo en la tubería no será suficiente para empujar el pig junto con la parafina acumulada a su paso.

Metodología de la corrida de Raspadores (Pig) Los mecanismos de la corrida de “Pigs” son relativamente simples. El método que se debe utilizar para realizar una corrida de pigs involucra varios pasos dependiendo lo que se quiera obtener de ella. Cada uno de éstos utiliza diferentes herramientas, como es el caso de una corrida de inspección que busca un análisis de las condiciones de la tubería y para esto utilizan las herramientas de inspección más comunes, la MFL (Magnetic Flux Leakage, por sus siglas en inglés) y la Ut (Ultrasonic, por sus siglas en inglés). Un pig se inserta a través de un lanzador. Éste es simplemente un barril, especialmente diseñado, de gran tamaño con un reductor que se acopla a la línea existente. El lanzador del pig tiene un diámetro más grande que la tubería para permitir inserciones del pig a mano, y una compuerta o pestaña que después es cerrada. Esto permite la fácil introducción del mismo. El diámetro exterior de un pig es de igual tamaño que el diámetro interior de las tuberías para mantener un buen sello. En la figura 2.4 se muestra la forma típica del lanzamiento y en la figura 2.5 el diagrama del lanzamiento.

Figura 2.4. Método convencional de lanzamiento (Westernfilterco, 2005)



Una vez en el lanzador, un medio propulsor ayuda a introducir el pig. Éste puede ser aire o líquido, normalmente se utiliza el fluido de la tubería. El pig entra estrechamente dentro de la tubería. La presión aplicada causa que el dispositivo avance a través de la tubería. En su viaje a través de la tubería, el pig raspa el interior de ésta y barre cualquier contaminante o líquido acumulado. El producto diseñado para desplazar el pig (PDP, Product Displacement Pig) ofrece la capacidad de desplazar productos en líneas con curvas de pocos grados y cruces estándares de tuberías llenas. La longitud del sello permite pasar los cruces de las tuberías sin perder el sello. Si la tubería que se intenta limpiar tiene conexión con otras tuberías, se deben cerrar las válvulas de éstas, para definir la trayectoria del pig y no tener problemas de que el pig o el fluido se desvié. El pig viaja a través de la tubería, y ésta puede presentar inclinaciones y curvas de 90° como curvas S y curvas U de 180 grados. Esto se puede alcanzar con presiones relativamente bajas (hpspigging, 2005).


a) Curva tipo U


b) Curva tipo S

En el extremo de recepción, se utiliza el mismo diseño del barril de gran tamaño, permitiendo un retiro fácil del pig de la línea. El contenedor del pig es similar al lanzador del pig; localizado al extremo opuesto de la tubería, permite el flujo de fluidos o gases a través de él y empuja a los pigs al extremo del contenedor (Pipeline Removal Preparations Survey, 2005). En la figuras se muestra la configuración típica de la receptora del pig y el diagrama de la receptora del pig, respectivamente.

Método convencional de recepción (Westernfilterco, 2005)



El lanzador y el receptor son trampas para introducir en la tubería y recibir los pigs después de haber realizado una operación exitosa. El diseño de estas trampas de pigs depende del tipo de pig que va a hacer la operación y de las condiciones de la tubería. Estos recipientes consisten en un encierro, abertura para el acceso rápido, un barril de gran tamaño, un reductor para la conexión a la tubería. El diseño del suministro en la estación debe incluir equipos de manejo para pigs. En la trampa de pigs existe derrame de líquidos y debe considerarse en el diseño y la construcción (Girarding, 2005). Frecuencia de la c o r r i d a d e p i g s

La frecuencia de la corrida de pigs, y el número de ellos, depende de las condiciones de operación de la tubería; esto es, de las condiciones de operación de cada sección, pues se necesita un tratamiento diferente como resultado de las diferentes acumulaciones en ésta. El costo de cada operación comparado con la variación de la eficiencia de flujo de la tubería permitirá establecer el número óptimo de corridas para alcanzar la máxima eficiencia al menor costo. En cada caso la frecuencia de la corrida de pigs debe ser determinada en un análisis de la composición del fluido y de las condiciones del sistema de transporte, por ejemplo: la frecuencia de corrida de pigs en tuberías que manejan gran porcentaje de gas depende de la composición del gas, de las condiciones a temperatura ambiente y puede variar mucho de una ubicación a otra. Se requiere una corrida de pigs rutinaria en las líneas de aceite para determinar las proporciones de la producción y las temperaturas de operación. La frecuencia de las corridas de pigs podría variar en los tiempos de ejecución semanal, mensual o mucho más tiempo, dependiendo de la naturaleza del fluido producido y de las condiciones de operación. Existen pigs especialmente para tuberías, conocido como "pigs inteligentes" que son capaces de detectar áreas de corrosión interior en una tubería y algunos también son capaces de localizar fugas o goteras. Resultados que se obtienen con la c o r r i d a d e p i g s

Después de limpiar una tubería con una corrida de pigs son varios los beneficios que se obtienen, algunos de ellos se enlistan a continuación (Flowmore Services, 2005): 1. El flujo se restaura; y en algunas ocasiones puede aumentar, 2. Los costos por el bombeo de fluidos se reducen; el ahorro de energía puede ser dramático en líneas grandes, 3. Los productos que se obtienen son más limpios; las impurezas como el agua pueden eliminarse, 4. En el aspecto de las ventas, los clientes resultan satisfechos y



contentos debido a los buenos resultados, el tiempo fuera de servicio es mínimo. En la figura 2.9 se muestra un diagrama de un fragmento de tubería antes, con una acumulación de parafinas, y después, con la tubería limpia, de una corrida de pigs involucrando también los gastos en cada una de los dos aspectos. En el segmento de tubería con acumulación de parafina se tiene un gasto de 250 GPM (galones por minuto, 946.357 litros por minuto) y después de realizar la corrida de pigs, y que la tubería está limpia, el gasto aumentó a 850 GPM (3217.62 litros por minuto). (Flowmore Services, 2005) ANTES

DESPUÉS

Figura 2. 9. Producción antes y después de la corrida de pigs (Flowmore Services, 2005)

En este ejemplo el gasto aumentó más de tres veces de lo que se tenía anteriormente. Éste es uno de los beneficios que se tienen al realizar una corrida de pigs en un sistema donde ha disminuido la producción. Con las corridas de pigs se mejora la calidad del producto, se reduce el bombeo requerido, se restaura capacidades de flujo por completo y se reduce tiempo muerto, ya que no son destructivas a las tuberías. Los pigs pueden ser utilizados en todos los tipos de material de construcción de tubería (acero, plástico y concreto), y tienen la habilidad de adaptarse a varios tipos de instalaciones incluyendo curvas, válvulas, creces, reducciones y tuberías de doble diámetro. Han demostrado ser un método extremadamente rentable de limpieza de líneas en todos los tipos de industrias, a una fracción del costo de los otros métodos de rehabilitación o de reemplazo (como tener que cambiar toda o una sección de tubería). Problemas que se pueden presentar durante la c o r r i d a d e p i g s y cómo solucionarlos

Uno de los problemas que se pueden presentar durante la corrida de pigs es el que un pig se pegue en la tubería por diferentes razones. A continuación se da una breve descripción de lo que sucede y de cómo se puede solucionar el problema. Siempre hay una razón lógica para que el pig se detenga en la tubería: falta de presión de propulsión adecuada, acoplador flojo con propulsión detrás



del pig, cierre de una válvula delante de pig (hps-pigging, 2005). El pig puede pegarse o perderse por varias razones tal como, una tubería deformada o que el pig esté desgastado, envío de tipo de pig inadecuado o incompatible, cantidad excesiva de escombros. Hay dos tipos de “pigs” pegados que se pueden presentar al realizar la corrida de pigs. (www.westernfilterco.com, 2005):

I. Cuando un pig pierde el sello. Esto puede suceder por un número de razones, por ejemplo, excesivo desgaste debido a demasiado uso de un pig, las condiciones abrasivas en la línea, y los pigs rasgados debido a las válvulas parcialmente cerradas u otros escombros destructivos. En este caso, el pig ha perdido su sello y está permitiendo que el medio que lo propulsaba penetre a través de él en vez de propulsarlo. Una vez detectado este problema, las opciones para recuperar el pig "pegado", (Westernfilterco, 2005) son: A. Aumentar el volumen de la corrida de pigs: Aumentando el

volumen del medio propulsor, la cantidad de fluido que no penetró puede ser bastante para propulsar el pig. B. Quitar la presión y el volumen (permitiendo que el pig se recupere): si un pig se detuvo por una disminución del área, como

una válvula parcialmente abierta, es recomendable quitar la presión y el volumen, pues la mayoría de los pigs cuentan con la capacidad para recuperar su forma original, después de un tiempo aproximadamente 15 minutos. C. Correr una esponja del tamaño de la línea: El funcionamiento de la esponja en una línea donde un pig ha perdido sello reestablecerá el sello perdido por el primer pig. La esponja intentará penetrar el pig como el medio propulsor lo está haciendo, pero en cambio sellará el área sin sello, y el medio propulsor comenzará de nuevo a empujar el “pig" pegado. D. Invertir la dirección del flujo: Invirtiendo el flujo del medio propulsor, podemos hacer que el pig se retire algunos pies y después reaplicando la presión detrás del pig e intentar enviar a través de la tubería. A menos que sea necesitado, se debe enviar el pig de nuevo al lanzador. Un pig que ha encontrado obstrucciones que no puede desplazar. Esto incluirá la acumulación excesiva de escombros delante del pig, las válvulas parcialmente cerradas, y varias obstrucciones, por ejemplo: cajas, herramientas, etc. Para quitar este tipo, las opciones siguientes pueden ser útiles, (Westernfilterco, 2005): A. Aumentar la presión de la corrida de pigs: el aumento de la presión se compara con el aumento de la fuerza, que puede ser bastante para permitir que el pig empuje la obstrucción. B. Aumentar / disminuir la presión de la c o r r i d a d e p i g s (de manera alterna): Aumentando y disminuyendo la presión en una manera

rápida encendido y apagado, puede darle el "retroceso en la parte posterior" para ayudar al pig a manejar la obstrucción. Esta opción trabaja muy bien en instalaciones donde se tienen diámetros



internos pequeños y válvulas entre cerradas. C. Remover la presión y el volumen (para permitir la recuperación del pig): Como con el tipo de pérdida de sello, este procedimiento

es útil por las mismas razones, permitiendo que el pig recupere su forma después de encontrar una obstrucción. D. Invertir la dirección del flujo: La dirección contraria del flujo es muy eficaz para quitar este tipo de pig "pegado". En la mayoría de los casos, el pig no puede empujar la obstrucción, invertir el flujo permite que el pig sea recuperado de la línea. Nota: Esto no funciona para los pigs unidireccionales (los pigs de la copa y los similares).

Tipos de pigs Pigs Limpiadores se usan para quitar la

acumulación de sólidos o de semi-sólido y escombros acumulados en las paredes de la tubería. Esto es normalmente parafina en las tuberías de aceite crudo. Cuando se usan los inhibidores en una tubería de gas, los solventes en los inhibidores se evaporan, formando gotas en las paredes de la tubería que pueden quitarse limpiándolo con los pigs. También se usan los pigs limpiadores en conjunto con químicos tratando las líneas para perturbar los sitios de corrosión y quitar agua, microbios, productos de corrosión, y comida para los microbios. Esto aumenta la eficiencia y baja el costo de la operación. Los pigs limpiadores están normalmente provistos con cepillos u hojas para hacer la limpieza. Tienen cepillos de alambre para raspar las paredes de la tubería y remover los sólidos. Pigs de 14" y más pequeños normalmente usan cepillos de rueda de alambres rotatorios. Estos cepillos son fáciles de reemplazar y baratos. Se usan los cepillos rotatorios especiales en algunos pigs grandes. Los pigs más grandes tienen cepillos extras. Estos cepillos se pueden reemplazar individualmente como sea necesario y están montados en hojas de resorte de alambre, o resorte de espiral. Los resortes empujan y mantienen a los cepillos de alambre en contacto con la pared de la tubería. Hay cepillos de muchos materiales. Los cepillos normales son hechos de alambre de acero de carbono. Cuando los depósitos suaves de parafina, lodo, etc., necesitan ser removidos, una opción excelente es la hoja de uretano6. El diseño de la hoja es intercambiable con los cepillos. Se instalan los puertos de desviación en el frente del pig o en el cuerpo. Estos puertos se usan para controlar la desviación del fluido. Si los puertos están en el cuerpo del pig, el flujo también fluirá a través de los cepillos y los mantendrá limpios. Cuando pasa el fluidos a través de los puertos en el frente del pig, ayuda a mantener los escombros delante del pig en suspensión y moviéndose. Los elementos de sellado son copas o discos de elastómero 7. Se usan como



una combinación de elementos de limpieza y sellado para quitar los depósitos suaves. Las copas son de norma o de diseño cónico. El material de la copa y del disco es normalmente fabricado de un material del poliuretano que da abrasión excelente y resistencia a romperse pero está limitado en el rango de temperatura. Neopreno, y otros elastómeros se utilizan para las aplicaciones de temperatura más altas (Girardind, 2005). Los tres tipos de marranos más usados en la industria son: 

Marrano de Cilindro (Copa y Disco)



Marrano de esfera



Marrano polly

Pigs de cilindro, que tienen un tubo del cuerpo central o mandril, y

varios componentes que pueden congregarse hacia el centro para configurar el pig a realizar un deber específico.

Pig de cilindro

Los pigs del acero son más duraderos. Consisten en un cuerpo de acero con elementos reemplazables (copas y discos). Pueden también ser equipados por componentes abrasivos (los cepillos y las láminas) para quitar depósitos de la pared interior de la tubería. La ventaja de los pigs de acero es la capacidad para sustituir los componentes que usan (Westernfilterco, 2005). Los pigs de cilindro tienen un cuerpo de metal (acero o aluminio) y son equipados con selladores (copas o discos raspadores) para proporcionar la presión diferencial para propulsar el pig en la tubería. Para limpiar la línea el pig está equipado con cepillos del alambre u hojas del poliuretano.



Una ventaja del pig de cilindro es que puede ser un pig de limpieza, un pig de sellado o una combinación de ambos. Pueden reemplazarse los selladores y cepillos para hacer que el pig pueda re-usarse. Se diseñan los pigs limpiadores para un raspado fuerte y pueden equiparse con cepillos de alambre u hojas del poliuretano. Se diseñan para las corridas largas. Hay también desventajas del pig de cilindro. El costo de reajustarlo, y pigs más grandes requieren un equipo de manejo especial para cargar y descargar el pig. De vez en cuando las cerdas de cepillo de alambre se rompen y entrarán en lugares no deseados (Girardind, 2005). En la tabla 2.2 se muestran varios modelos, los estilos más comunes, de pigs de cilindro, con diversas formas en las que se pueden presentar como es el pig de copa, de discos, de copa cónica, de copa cónica con lámina y copa cónica con cepillo y otros tipos de arreglos con cepillos. Con esto se pude diferenciar si un pig cilíndrico es del tipo de pig limpiador o de sello o si es una combinación de ambos.



son de una composición sólida o inflable, los inflebles se rellenan con glicol 8 y/o agua para alcanzar el diámetro óptimo. las esferas inflables de poliuretano se fabrican de manera completa para proporcionar un diseño duradero, ya que la soldadura representa un punt o de debilidad. Pigs Esféricos o esferas,



Se han usado las esferas durante muchos años como pigs selladores. Hay cuatro tipos básicos de esferas; soluble, inflable, espuma y sólida. La esfera soluble se usa normalmente en tuberías de aceite crudo y contiene una cera cristalina microscópica y polietileno que actúa como un inhibidor de parafina y no obstruye el flujo. Si en una línea nunca se ha corrido un pig, la esfera soluble es una buena opción para realizas una corrida. La esfera normalmente se disolverá en pocas horas. Esto está en función de la temperatura y movimiento del fluido, fricción y absorción de aceite. La esfera inflable es fabricada de varios elastómeros (poliuretano, neopreno y otros) dependiendo de la aplicación. Tiene un centro hueco con válvulas que se usan para inflar la esfera con líquido. Las esferas están llenas con agua, o agua y glicol e infladas al tamaño deseado. Nunca deben inflarse las esferas con aire, puesto que por la naturaleza del mismo puede comprimirse a alta presión y/o amoldarse a la superficie de la tubería, y no realizar eficientemente la operación de remover los líquidos. Dependiendo de la aplicación y material, la esfera es inflada de 1% a 2% arriba del diámetro interior de la tubería. En tamaños pequeños la esfera puede ser de composición sólida, eliminando la necesidad de inflarse, pero no tiene la vida útil como una esfera inflable. Las esferas también pueden fabricarse de espuma del poliuretano. Pueden cubrirse con un material del poliuretano para dar un buen uso. Para los propósitos de limpieza pueden tener cepillos de alambre en la superficie. Las ventajas de estas esferas de espuma es que son ligeras en peso, baratas, y no necesitan ser infladas. Las esferas son en general fáciles de manejar, maneja radios de 90 o, giros y curvaturas irregulares. Pueden viajar desde las líneas laterales más pequeñas a las líneas principales más grandes, y son más fáciles de automatizar que otros pigs. Las esferas son comúnmente usadas para quitar los líquidos de los sistemas



de gas húmedo, agua de las tuberías de producción, el control de parafina en las tuberías de aceite crudo, y la prueba hidrostática y drene después de rehabilitar la tubería o una nueva construcción. Usadas para separar varios productos como gasolinas, aceites de combustible, aceites crudos, combustibles de motor de reacción, y otros productos de petróleo transportados a través de una tubería. (Girardind, 2005).

la espuma del poliuretano se amolda a varias configuraciones de tiras sólidas de poliuretano y/o materiales abrasivos permanentemente unidos a ellos; Pigs de espuma,

Pig espuma

Los pigs de espuma son un tipo de dispositivo barato y versátil en la limpieza de tuberías. Los tamaños se extienden de 2" hasta 48". Con configuraciones incluyendo básico, entrecruzado, cepillos de alambre, cerda plástica, y de carburo de silicio. Son ligeros y fáciles de trabajar y capaces de ser utilizados en tuberías, instalaciones, y válvulas (Westernfilterco, 2005).



Los pigs de espuma, menos conocidos como los pigs de polietileno, son fabricados de espuma de poliuretano. La espuma es de varias densidades que van de la densidad ligera (2 lbs/ft 3), la densidad media (5-8 lbs/ft3), a la densidad pesada (9-10 lbs/ft 3). Aunque normalmente se encuentra en una forma de bala, pueden tener fines cóncavos, fines lisos, o bala huele en ambos fines. El pig de polietileno puede ser de espuma básica o cubiertos con un material de poliuretano resistente. Los pigs cubiertos pueden tener un espiral de poliuretano, con varios cepillos o cubierto de carburo de silicio. Si el pig es de espuma básica, tendrá la base cubierta. La longitud del pig de poliuretano normal es dos veces su diámetro. Algunas ventajas de los pigs de poliuretano es que son comprimibles, extensibles, ligeros y flexibles. Los pigs de poliuretano viajan a través de las tuberías de diámetro múltiples y radios cortos de curvatura de 90º. Hacen giros bruscos en las cruces para poder limpiar las laterales. Pasan por las válvulas tan pequeñas como el 65% de apertura. Los pigs de poliuretano también son baratos. Las desventajas de los pigs de espuma radican en que son productos de un solo uso, longitud corta de corridas, y las concentraciones altas de algunos ácidos acortan su vida. Se usan los pigs de espuma de poliuretano para probar la línea (un pig pasa a través de la línea), secar y limpiar, remover depósitos espesos, condensados en las tuberías de gas húmedo y en corridas de pigs de diámetros múltiples. Los pigs de poliuretano cubiertos con un cepillo de alambre o de carburo de silicio se usan para raspar y suavizar la abrasión de la tubería (Girardind, 2005). Los tipos de pigs de espuma disponibles que se puede usar dependen de la condición de la tubería, y el aumento esperado de parafina, corrosión, u otro residuo de la producción del hidrocarburo, como se lista a continuación (Pipeline Removal Preparations Survey, 2005): 1. Pig de polietileno de baja densidad - Un pig de densidad baja puede atravesar tuberías parcialmente bloqueadas porque radicalmente se puede deformar cuando se empuja a través de la tubería. Este pig esta diseñado para realizar un buen sello en el interior de la tubería y asegurar que todo el líquido de la tubería cambie de sitio impulsado por el fluido o gas detrás del pig. Pig de polietileno de densidad media - Un pig de densidad media puede atravesar obstáculos con la fuerza que se le aplicada y puede mover algunos materiales depositados en las paredes de la tubería. Pig de polietileno de alta densidad - Un pig de densidad alta atraviesa obstáculos con mayor fuerza y mueve materiales acumulados en las paredes de la tubería. Entre el pig de polietileno de densidad baja, media y alta, la diferencia radica en su composición interna, y en el objetivo que se



quiere conseguir al utilizarlo, cada uno de ellos tiene una finalidad independiente, y no en su apariencia física. Pig de cepillo - Este pig tiene cepillos de alambre o otros tipos de cepillos para quitar el material de residuo proveniente de pigs anteriores. Pig rascador - Este pig tiene varios rascadores duros construidos para raspar el residuo más resistente fuera de las paredes de la tubería. En la corrida de pigs progresiva es necesario asegurar que los pigs no se peguen en la tubería. El uso de una densidad alta o de un pig rascador en la primera carrera podría raspar bastante material y por consecuencia detener el pig y bloquear la tubería. Empujando los primeros, uno o dos, pigs con varios barriles de lubricante o surfactante, ablandarán y disolverán residuos del hidrocarburo depositado en la tubería y permitirá a los pigs de polietileno más densos quitar la mayoría de material antes de usar un pig rascador

RASPADORES



El pig de espuma se construye de espuma de poliuretano de varias densidades y está disponible en varios tipos de capas externas. Aunque cada pig tiene una aplicación específica, algunos son intercambiables según la preferencia del usuario dentro de ciertos parámetros. El pig de espuma se adapta de material de espuma de poliuretano de densidad ligera, media, o pesada. Su forma de bala se diseña para ayudar a cruzar las instalaciones y válvulas. Los fines cóncavos están disponibles para el servicio



bidireccional. La longitud del pig es aproximadamente dos veces su diámetro para reducir la posibilidad de que pig de volteretas en la tubería. El diámetro del pig de poliuretano es más grande que el diámetro interior de la tubería. Esto se hace para ejercer un arrastre friccional entre el pig de espuma y la pared de la tubería. Los pigs pueden acomodarse en cualquier orden, considerando lo que se quiera conseguir de cada uno de ellos. Los pigs de espuma tienen una base de lámina cóncava con una capa de poliuretano resistente. Esto proporciona un máximo sellado en la superficie trasera para las fuerzas de propulsión de los fluidos o gases usados. Las capas exteriores en los cuerpos de espuma consisten de un tipo de espiral entrelazado de poliuretano resistente. Estos espirales agregan la fuerza y dan un mayor limpiado y raspado, la acción es comparada con la espuma básica. Se fabrican dos tipos de pigs entrelazados. Cepillos del alambre, carburo de silicio, o las cerdas plásticas pueden adherirse en estos espirales de poliuretano para agregar una máximo acción de raspado o cepillado. La acción de limpieza del pig de espuma se crea por el arrastre friccional proporcionado por el sobre tamaño del diámetro. Además, la presión creada por el fluido sobre la parte trasera del pig comprime el pig longitudinalmente. Esto aumenta el arrastre friccional sobre las paredes de la tubería y la acción de raspado del pig. Algunos fluidos pasan alrededor de y a través del cuerpo de espuma creando una alta velocidad y desviación del volumen. Esta desviación retira los escombros delante del pig, suspendiendo algunos de los escombros en la solución y barriéndolos fuera de la línea (Girardind, 2005). Se amoldan en una sola pieza, normalmente de poliuretano. Los pigs sólidos son de varios diseños y son normalmente hechos de poliuretano; sin embargo, el neopreno, y otros elastómeros en los pigs de tamaños más pequeños. Son considerados pigs de sellado aunque algunos pigs sólidos están disponibles con cepillos en su alrededor y pueden usarse para propósitos de limpieza. El pig de lanzamiento sólido está disponible en copa, disco, o una combinación de diseño copa / disco. La mayoría de los pigs son de una construcción de piezas pero varios fabricantes tienen todos los pigs de uretano con elementos de sellado reemplazables.



Debido al costo de reajustar y transportar un pig cilíndrico (trabajo y material), muchas compañías reutilizan el pig de lanzamiento sólido. Los pigs sólidos son sumamente eficaces quitando los líquidos de las tuberías de producción, removiendo condensados y agua de sistemas de gas húmedo, y controlando el aumento de parafinas en los sistemas de aceite crudo (Girardind, 2005). Los pigs sólidos caen en la categoría de pigs de espuma medios y pigs de acero. Los equipan de copas y/o discos y tienen la capacidad de adaptar cepillos como un pig de acero. Sin embargo, los componentes que usan no pueden ser substituidos. Como en los pigs de acero, diversas configuraciones pueden ser provistas. Los cinco tipos básicos de pigs sólidos. Construidos, con alto grado de abrasión y con un químico resistente al material sólido y diseñados para permitir el sello al borde de la copa y en la parte posterior del disco contra la superficie interna de la tubería. El centro hueco agrega flexibilidad para adaptarse a los diámetros internos fuera de circunferencia o que varían, y además maneja los diámetros de poca curvatura. Utilizados sobre todo para las pruebas hidrostáticas, drene, retiro del fluido, así como, limpiezas cuando está equipado con cepillos. Más ligero en peso que los pigs de acero, éste permite un sello más eficiente durante funcionamiento del pig.



MÉTODO TÉRMICO La técnica más conocida del método térmico es el bombeo de aceite caliente, el proceso térmico en el que se bombea aceite caliente hacia el anular hace que la tubería de producción está rodeada de aceite con suficiente calor como para superar el punto de fusión de las parafinas y remover los depósitos de las mismas. Investigaciones acerca de esta técnica han arrojado problemas en daño a la formación. Entre las técnicas más utilizadas para control de parafinas utilizando métodos térmicos se encuentran: 

Inyección de aceite caliente

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Inyección de agua caliente

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Calentadores en el fondo de pozo





Calentadores eléctricos de tubería

Inyecciones de Aceite Caliente La técnica más utilizada para remoción de parafinas en pozos de petróleo utilizando métodos térmicos es la inyección de aceite caliente, esta técnica utiliza calor para la disolución y remoción de las depósitos de parafina en los pozos de petróleo. El proceso que se lleva a cabo para poner en funcionamiento un proyecto de inyección de aceite caliente para controlar depósitos de parafina es la siguiente: En primera instancia el aceite( preferiblemente del mismo yacimiento) que va a ser inyectado es recogido en un camión y calentado de 150 oF a 300 oF y después es bombeado dentro del pozo. La inyección puede ser hecha por el tubing o directamente por el anular, rodea el tubing y le transfiere calor, calentándolo lo suficiente para fundir la parafina que está depositada en él. Cuando se incrementa significativamente la profundidad de deposición o la cantidad de parafina depositada, también es necesario incrementar la temperatura de aceite o la cantidad del mismo a ser inyectado. Este método es uno de los más populares, pero, se debe tener mucho cuidado al implementarlo ya que si es puesto en práctica impropiamente, puede causar problemas significativos de taponamiento de los poros de la formación y de las perforaciones de producción. Asimismo cierta cantidad del aceite que es inyectado por el anular fluye hacia la formación antes de que pueda ser producido nuevamente. El aceite inyectado comúnmente en estos métodos es tomado de tanques de almacenamiento donde el crudo contiene un porcentaje más alto de solidos parafínicos, este es calentado liberando las fracciones más volátiles y concentrando los sólidos parafínicos. A medida que la temperatura desciende mientras el aceite se mueve hacia abajo del anular, se forman solidos parafínicos, de esta forma si este fluye por las perforaciones hacia la formación, va a generar un problema de taponamiento.



El trabajo del aceite caliente es usualmente hecho sobre una base de rutina y resulta en una historia de producción cíclica. Después de cada tratamiento de aceite caliente se suele incrementar la producción, sin embargo no se mantiene por periodos prolongados. Gradualmente más y más perforaciones son taponadas y la producción cae a niveles cada vez más bajos. Debido a que normalmente la capacidad calorífica del pozo es mayor que la del aceite, este se enfría rápidamente transfiriendo calor a las tuberías y a la formación. La efectividad de un proceso de inyección de aceite caliente depende de la temperatura a la cual el pozo es calentado por encima del punto de fusión de la parafina. La cantidad de aceite bombeado, tasa de bombeo y temperatura varían de un trabajo a otro. Inyección de agua Caliente Como la inyección de aceite caliente puede llegar a ocasionar problemas graves de taponamiento en las perforaciones y en los poros de la formación, se ha implementado un método alternativo que es la inyección de agua caliente. Como los tratamientos con agua caliente no pueden proveer la solvencia que el aceite caliente puede, frecuentemente paquetes de surfactantes son adheridos al agua caliente con el fin de ayudar a la dispersión de la parafina en la fase agua. Esta combinación entre surfactantes y agua produce partículas de parafina muy grandes mojadas por agua. Estas partículas suelen causar problemas en las baterías reuniéndose en la interface entre el agua separada y el aceite. Las parafinas mojadas por agua requieren sustancialmente cantidades más grandes de desemulsificante que las manejadas normalmente por los tratadores de calor. Debido a que la capacidad calorífica del agua es mayor que la del aceite. La cantidad de calor transferido en fondo es ligeramente mayor. Sin embargo la incapacidad de solvencia que posee el agua reduce ampliamente el transporte de parafina por el agua. Muchos operadores prefieren utilizar la técnica de inyección de agua caliente para remover parafinas, con la convicción que es más efectivo térmicamente que la inyección de aceite caliente, debido a la mayor capacidad calorífica del agua, pero no tienen en cuenta que el proceso está limitado por la eficiencia que tiene el camión



para producir el calor requerido. En el proceso de inyección de agua esto toma más tiempo, lo que hace que el beneficio no sea tan grande como se espera. Calentadores de Fondo de Pozo Dado que mantener la temperatura del crudo por encima del punto de nube es esencial para evitar la precipitación de parafinas, suelen instalare calentadores eléctricos en la boca de pozo para elevar la temperatura del crudo. Los calentadores más empleados son los de resistencia eléctrica. La temperatura del crudo debe mantenerse por encima del punto de nube antes de que el crudo llegue a la superficie; para esto el operador puede regular la cantidad de energía que se suministra al calentador y así mantener la temperatura necesaria. La limitación más sobresaliente que tiene este método es el aspecto económico, debido a su mantenimiento y a la disponibilidad de potencia eléctrica, por el contrario si la temperatura del aceite en el calentador es muy alta, el aceite puede coquearse y taponar las perforaciones. Calentadores de Tubería.En esta técnica, la energía eléctrica es alimentada hacia el tope del tubing. Por motivos de seguridad la cabeza del pozo esta eléctricamente aislada del tubing. La corriente fluye por el tubing hacia el fondo del pozo, hacia la zona donde se encuentra la parafina depositada, ahí un contactor en el casing completa el circuito. El uso de calentadores eléctricos en las líneas de superficie y tanques tiene mayor popularidad en el pozo. Sin embargo el uso de esta tecnología es aun emergente en la industria petrolera. Aproximadamente entre el 70% y el 75 % de la energía agregada al tubing se disipa en el mismo, el resto de la potencia se disipa en el casing. Las fracciones de la potencia total que se disipa en el tubing y en el casing son especificadas por el operador.

MÉTODO QUÍMICO



Es el uso de químicos para reducir los problemas de parafinas se ha vuelto muy común en la industria petrolera. Aunque se ha avanzado en el desarrollo de nuevos productos que poseen la propiedad de inhibición de parafina, fue observado que ningún químico era igualmente eficaz en todos los pozos de un mismo campo y peor aun cuando varia de un campo a otro. Por lo que se requiere de un estudio individual de cada aditivo a utilizar en un pozo especifico. Los tipos de químicos disponibles para el tratamiento de parafinas son 

Solventes, el cual actúa para disolver la parafina en los depósitos.



Modificadores, son utilizados para alterar el crecimiento de los cristales de parafina.

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Dispersantes de parafina, estos no permiten la unión de partículas de parafina, reduciendo la tendencia a depositarse.

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Surfactantes, actúan para solubilizar las ceras parafinicas, usualmente en superficies acuosas.

Los modificadores, dispersantes y surfactantes generalmente son usados para específicas clases de parafinas y crudos, estos son seleccionados en base a estudios y pruebas de laboratorio. El uso de tratamientos químicos a nivel mundial ha sido estudiado, siendo objeto de investigaciones las diferentes sustancias que son utilizadas en el control de parafinas. El método químico como alternativa de solución es altamente aplicado en los diferentes campos del mundo; por ejemplo en México se evidencio problemas de deposición de orgánicos presentada durante la producción del pozo, este se atacó por medio de un tratamiento químico compuesto por un dispersante y un solvente los resultados fueron notorios ya que incremento la producción drásticamente. En Southern Oklahoma un pozo experimento problemas de parafina en la tubería de producción, el uso de un tratamiento químico no solo removió la parafina, sino que aumento la producción, manteniéndola constante en el tiempo. Surfactantes



Los surfactantes son comúnmente empleados en la industria petrolera, haciendo parte en las formulaciones de tratamientos químicos para la remoción de orgánicos con el fin de mejorar las propiedades y las acciones entre los fluidos y solidos influyentes en la aplicación de las formulaciones. Los surfactantes son rígidos en su estructura, tienen una alta tensión superficial, habilidad lubricante, resistencia química, resistencia térmica, facilitan o aumentan la emulsividad, dispersión, mojado, distribución, adherencia, penetración y otras propiedades de modificación de las superficies de los líquidos. Ellos son compuestos que producen cambios físicos en la superficie de los líquidos, ocurriendo dichos cambios en la interface entre dos líquidos, o entre un líquido y un gas o sólido. Debido a los cambios que ellos producen en las superficies, los surfactantes se conocen como gentes con actividad superficial. Las aplicaciones prácticas de los surfactantes son debidas a su tendencia a ser absorbidos en la interface entre la solución y la fase liquida, solida o gaseosa adyacentes. Todos los surfactantes poseen la forma común de un grupo soluble en agua adherido a una larga cadena hidrocarbonada soluble en aceite. Estos dos grupos pueden estar directamente encadenados o pueden estar adheridos indirectamente a través de un grupo intermediario. Pequeñas diferencias en la estructura del surfactante afectan grandemente su comportamiento. En los surfactantes aniónicos cuando más cerca está el grupo hidrofilico al final de la cadena hidrocarbonada mejor funciona como detergente, mientras que similar compuestos con este grupo localizado cerca de la mitad de la cadena hidrocarbonada funcionan como excelentes agentes mojantes. Cualquier surfactante posee generalmente en algún grado más que otro, sino todas, propiedades características de surfactante en general. Por supuesto, una propiedad predomina formando la base para la clasificación, por ejemplo, cosolventes (agentes de enlace), agentes estabilizantes, agentes mojantes, dispersantes, penetrantes,



agentes formadores de depósitos, agentes higroscópicos, activadores o sinergistas, detergentes. Los surfactantes son normalmente clasificados en cuatro grandes grupos, lo cual se basa en la ionización en agua; estos grupos son: anionicos, catiónicos, no iónicos y anfotericos. Los surfactantes anionicos y catiónicos se ionizan cuando se mezclan agua y ellos deben sus propiedades de actividad superficial a sus aniones cationes, respectivamente. Los surfactantes no-iónicos no se ionizan soluciones acuosas. Los anfotericos actúan ya sea como aniónicos o catiónicos, dependiendo de la acidez de la solución. Los surfactantes en general son categorizados comúnmente como jabones o surfactante sintéticos. Dispersante.Los dispersantes es uno de los más importantes aditivos usados en la industria del petróleo porque este hace efectivo la reducción de la agregación de ceras orgánicas producidas durante la extracción normal del crudo. Estas ceras están compuestas de partículas ricas en carbono. Los dispersantes tienen una acción preventiva por la disminución o la eliminación del crecimiento de los cristales. Son macromoléculas con estructura muy similar a la parafina excepto que ellas tienen un grupo polar al final de la cadena de carbono. Su estructura similar lo involucra en los procesos de cristalización, sin embargo los grupos polares localizados al final de las cadenas crean fuerzas de repulsión las cuales impiden el crecimiento de los cristales. Los dispersantes estabilizan las partículas polares en el aceite vía mecanismo estéril. Aunque la parte polar del dispersante es anclada hacia la superficie de las partículas ricas de carbono, las cadenas no polares son solvatadas y despliegan algún desorden conformacional. Cuando dos partículas son abrigadas con el dispersante consiguen cerrarse a otras. Interpenetrando las caras, haciendo que en las cadenas no polares suelten el desorden y la entropía. Esto es energéticamente infavorable y resulta en la repulsión entre partículas o en otras palabras estabilización de partículas.



El principal mecanismo por el cual un dispersante reduce la energía de un sistema es generalmente por adsorción en la interface disponible. Sin embrago cuando todas las interfaces son saturadas, la reducción de la energía global es lograda a través de otra alternativas como cristalización o precipitación de moléculas de soluto de la solución, una situación comparable a lo que se encuentra por una solución de cualquier soluto que excede esta solubilidad limite. En caso de un dispersante, otra alternativa envuelve la formación de agregados moleculares como resultado de su estructura. Solvente El uso de solventes en tratamientos para el control de parafinas comenzó desde hace mucho tiempo y este se ha seguido aplicando a través de los años. Los solventes son aplicados al crudo para restaurar la capacidad de disolver los cristales de ceras parafinicas debido a la precipitación por perdida de gases o reducción de la temperatura. Siendo los más usados aquellos que resultan de los cortes de la refinación del mismo crudo debido a su naturaleza similar. Algunos de estos son el pentano, butano, xileno, gasolina, diesel, varsol, nafta, tolueno etc. Los solventes deberían ser usados calientes, ya que de este modo se aprovecha el calor para solubilizar e incrementar el flujo de depósitos removidos, sin embargo se debe tener cuidado ya que se puede presentar problemas debido al bajo punto de chispa del solvente a utilizar. La acción solvente sobre la parafina depende básicamente del tipo de solvente, el tipo de parafina (tamaño de la cadena), la temperatura, siendo lo más favorable la temperatura de fusión de la parafina y el tiempo de contacto, este en la mayoría de los casos es un resultado de los trabajos en campo y es determinado de manera empírica teniendo en cuenta la severidad del daño a la formación o del depósito ocurrido en las tuberías. La modificación de uno o más factores puede cambiar drásticamente para un mismo tipo de parafina la efectividad del método. Tanto la aplicación solvente, como un programa de remoción mecánica no previenen la deposición de parafinas. En algunos casos la remoción mecánica es el método más económico y en otras ocasiones en que los depósitos necesitan ser removidos se

Control de Parafinas

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