Estudios y Servicios Petroleros - OilProduction.net
Estudios y Servicios Petroleros - OilProduction.net
Estudios y Servicios Petroleros - OilProduction.net
You also want an ePaper? Increase the reach of your titles
YUMPU automatically turns print PDFs into web optimized ePapers that Google loves.
<strong>Estudios</strong> y <strong>Servicios</strong> <strong>Petroleros</strong><br />
NOTA TECNICA N o 8<br />
Hoja 1 de 5<br />
INCRUSTACIONES ORGANICAS E INORGANICAS EN EQUIPOS DE PROCESO<br />
(Esta nota pertenece a los apuntes del curso sobre aguas que ofrece GPA)<br />
El análisis de las causas de formación de depósito en instalaciones de tratamiento y proceso de<br />
petróleo y gas ha sido escasamente tratado.<br />
En esta nota revisamos el tema.<br />
Incrustaciones: Definición y Clasificación<br />
Veltter define una incrustación como un depósito secundario de compuestos, principalmente<br />
inorgánico causado por la presencia o flujo de fluidos en un sistema por lo menos parcialmente<br />
generado por el hombre.<br />
Esta definición excluye los asfaltenos y parafinas y no distingue incrustaciones reales de<br />
pseudo incrustaciones.<br />
Una pseudoincrustación es producto de la reacción entre productos químicos o los mismos con<br />
especies naturalmente presentes en el agua (por ejemplo fosfonatos con calcio).<br />
En una definición más general y la que utilizaremos en la presente NT, una incrustación es<br />
todo deposito (duro) con estructura cristalina definida (total o parcialmente) o bien amorfa. Si<br />
excluimos de la definición la cuestión de la dureza, según el fluido que le da origen podemos llamar<br />
incrustaciones orgánicas a las provenientes de los hidrocarburos e incrustaciones inorgánicas a las<br />
provenientes del agua.<br />
Veamos los aspectos comunes y diferenciales entre los dos tipos de incrustaciones:<br />
Tienen en Común<br />
• Generan Problemas al productor.<br />
• Se depositan en reservorio, pozos e instalaciones de superficie.<br />
• Se originan por causas termodinámicas, cinéticas y fluidodinámicas.<br />
• Su composición define el tratamiento de remoción.<br />
• Pueden ser mixtas.<br />
Se diferencian<br />
• En el fluido que las origina<br />
• En su composición.<br />
• En su dureza y otras propiedades.<br />
• Removidas, las IO usualmente vuelven al petróleo.<br />
• Removidas, las II usualmente van a desecho.
<strong>Estudios</strong> y <strong>Servicios</strong> <strong>Petroleros</strong><br />
NT/ N o 8<br />
Hoja 2 de 5<br />
Incrustaciones Orgánicas e Inorgánicas<br />
Las incrustaciones a que nos referimos en esta nota han sido encontradas aguas abajo de<br />
separadores, FWKO y slug catchers.<br />
En algún sentido, los fluidos en los cuales se originan estas incrustaciones pueden no haber sido<br />
interceptados eficientemente por los equipos instalados a tal fin.<br />
La mayoría de las incrustaciones a que nos referimos han sido estudiadas en GPA S.R.L.. Por<br />
simplificación, clasificaremos el tratamiento del tema en dos partes:<br />
a) Depósitos minerales de naturaleza inorgánica.<br />
b) Depósitos orgánicos de la misma naturaleza.<br />
La siguiente tabla contiene un listado de las especies encontradas en proporciones variables en<br />
diferentes depósitos de intercambiadores y otros equipos de procesos y su origen más probable.<br />
Deposito<br />
Origen más Probable<br />
--------------------------------------------------------- ---------------------------------------------------------<br />
Caolinita<br />
Material de Formación<br />
Arcillas varias<br />
Material de Formación<br />
Cuarzo<br />
Material de Formación<br />
Oxidos de Hierro Amorfos<br />
Corrosión en fase acuosa<br />
Mag<strong>net</strong>ita O 4 Fe 3<br />
Corrosión en fase acuosa<br />
Sulfuros de Hierro<br />
Corrosión en fase acuosa<br />
Carbonato de Calcio (calcita)<br />
Corrosión en fase acuosa<br />
Carbonato de Hierro (siderita)<br />
Corrosión en fase acuosa<br />
Carbonato de Sodio- Aluminio (dawsonita) Corrosión en fase acuosa<br />
Cloruro de Sodio (halita)<br />
Sales evaporadas del agua<br />
Evaporitas de Magnesio<br />
Sales evaporadas del agua<br />
Sales higroscópicas (con cambio del<br />
Espaciado cristalino en función de la<br />
temperatura y contenido de agua).<br />
Sales evaporadas del agua<br />
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------<br />
Como puede observarse, cada depósito es indicador de alguna condición que pudo existir aguas<br />
arriba del punto de deposición.<br />
Téngase presente que, la formación de los depósitos se debe a causas termodinámicas y<br />
cinéticas pero su acumulación a causas fluidodinamicas o de rugosidad.<br />
Todos los depósitos inorgánicos a excepción de los minerales que se originan en la formación<br />
productiva y pueden ser transportados por el agua los hidrocarburos (dependiendo de la mojabilidad<br />
preferencial del sólido), están asociados al agua producida o sus efectos sobre las instalaciones (la<br />
corrosión). Veamos brevemente el origen de cada especie encontrada.
<strong>Estudios</strong> y <strong>Servicios</strong> <strong>Petroleros</strong><br />
NT/ N o 8<br />
Hoja 3 de 5<br />
Los CARBONATOS, en algún punto saturaron el agua y se convirtieron de bicarbonatos solubles a<br />
carbonatos insolubles, viajan como sólidos suspendidos hasta su punto de deposición.<br />
Los óxidos de HIERRO, productos de corrosión, por su elevada densidad se decantan en zonas<br />
de bajo flujo (los fluidos tienen baja capacidad de transporte). Algunos son AMORFOS porque no<br />
alcanzaron su estado mineral (con cristalización definida).<br />
La SIDERITA se incrusta y puede o no adherirse a la superficie metálica protegiéndola de la<br />
corrosión, se debe a la formación preferencial de carbonatos de hierro sobre calcio (aunque usualmente<br />
son simultáneas).<br />
La PIRITA y otros sulfuros de hierro son productos de reacción del hierro disuelto en el agua<br />
(en medios reductores es preferentemente hierro ferroso – Fe +2 ), con el sulfuro de hidrógeno presente<br />
en el gas.<br />
Las incrustaciones que hemos visto hasta ahora, son frecuentes en los circuitos de agua<br />
( inyectada o producida ), veamos algo sobre el fenómeno que las produce.<br />
Las incrustaciones comienzan a formarse cuando el estado de cualquier fluido natural es<br />
perturbado de tal forma que el límite de solubilidad de uno o más componentes se excede. Las especies<br />
minerales tienen una complicada dependencia con la temperatura, la presión y la composición del<br />
líquido que las contiene.<br />
La temperatura tiende a aumentar la solubilidad (excepto en los carbonatos) y la presión a<br />
disminuirlo. Cuando el agua se evapora, la concentración de saturación de la especie se alcanza, a<br />
partir de allí, si el agua continúa evaporándose, las especies se hacen insolubles y depositan en sitios<br />
preferenciales para la fluidodinámica del sistema.<br />
Cuando la presión en el circuito disminuye y el gas presente se expande, el agua aún caliente se<br />
evapora concentrándose el agua remanente (este es el fenómeno que da lugar a la deposición de sales<br />
en pozos con gas lift de la cuenca Neuquina).<br />
El agua puede trasportar 218 Kg/m 3 de sal (cloruro de sodio) a 200 o C pero solo 174 Kg/m 3 a<br />
20 o C, un cambio brusco de temperatura (180 o C) pueden depositar 40 Kg/m 3 de sal.<br />
La denominación de saladas o salinas para las aguas formacionales se debe a la predominancia<br />
de sal en su composición. El agua de mar, que se la supone originaria de las aguas formacionales,<br />
contiene las siguientes sales y proporciones de las mismas:<br />
- Cloruro de Sodio 77.76 %<br />
- Cloruro de Magnesio 10.88 %<br />
- Sulfato de Magnesio 4.74 %<br />
- Sulfato de Calcio 3.60 %<br />
- Sulfato de Potasio 3.46 %<br />
- Carbonato de Calcio 0.35 %<br />
- Bromuro de Magnesio 0.22 %
<strong>Estudios</strong> y <strong>Servicios</strong> <strong>Petroleros</strong><br />
NT/ N o 8<br />
Hoja 4 de 5<br />
En geología sedimentaria se estudian las causas que pudieron haber dado origen a los depósitos<br />
salinos (caso particular de las rocas de origen químicos). De esta disciplina extrajimos algunas<br />
cuestiones interesantes para el estudio de la formación de los depósitos inorgánicos (Rocas<br />
Sedimentarias – Pettijjon – EUDEBA).<br />
Los depósitos salinos se forman por la precipitación de sales de soluciones concentradas o<br />
salmueras, como el principal mecanismo de concentracion es la evaporación, el grupo de rocas<br />
generadas se denominan EVAPORITAS.<br />
Usiglio (1884) evaporó agua del Mar Mediterráneo analizando el residuo de la evaporación.<br />
Demostró que cuando se reduce el volumen original del agua a más o menos la mitad, precipitan<br />
óxidos de hierro y carbonato de calcio.<br />
Cuando el volumen es de alrededor de 1/5 del volumen original se forma yeso (sulfato de<br />
calcio deshidratado). Al reducirse el volumen a 1/10 comienza a cristalizar el cloruro de sodio. Una<br />
mayor reducción de volumen conduce a la aparición de sulfato de magnesio y cloruro de magnesio (se<br />
encontraron depósitos en intercambiadores de plantas de gas), finalmente se depositan bromuro de<br />
sodio y cloruro de potasio.<br />
Si se precipitara toda la sal de una columna de 300 mts. de agua de mar, el deposito seria de<br />
4.5 mts. Conformado por 10 cm de yeso / anhidrita, 3.5 mts. halita y 90 cm de sales de magnesio y<br />
potasio.<br />
En teoría, una vez que una sal ha comenzado a precipitar, su cristalización debería continuar<br />
hasta alcanzar la etapa final a no ser que reaccione con el líquido residual para formar una fase sólida<br />
diferente. Es por ello que cada ciclo de deposición puede producir especies precipitadas estables<br />
diferentes en un agua madre tan compleja (en su composición) con la de formación.<br />
Las incrustaciones inorgánicas provienen del agua evaporada en el caso de equipos de proceso.<br />
Las evaporitas halladas en los depósitos son indicativas del avance en el proceso de deposición.<br />
El análisis de los depósitos y las características operativas de los circuitos permiten diagnosticar el<br />
origen del elemento causante del depósito.<br />
Incrustaciones Orgánicas<br />
Los componentes del petróleo que generan la mayor cantidad de depósitos orgánicos son los<br />
asfaltenos y las parafinas.<br />
Las parafinas son los hidrocarburos lineales de C 17 a C 30 del petróleo que se encuentran, con el<br />
resto de los componentes del petróleo, formando soluciones verdaderas.<br />
Los asfaltenos no se encuentran en el petróleo como soluciones verdaderas sino coloidales<br />
estabilizados por las resinas y las especies aromáticas del crudo (para un más amplio tratamiento del<br />
tema recomendamos la lectura de “Las Fases Sólidas Orgánicas – una contribución al análisis de<br />
sus Causas – Producción 2000”) G.P.A. <strong>Estudios</strong> y <strong>Servicios</strong> <strong>Petroleros</strong> S.R.L.
<strong>Estudios</strong> y <strong>Servicios</strong> <strong>Petroleros</strong><br />
NT/ N o 8<br />
Hoja 5 de 5<br />
Se han encontrado parafinas sólidas en circuitos de gas (deficiencias de operación de los<br />
demister) y en instalaciones de tratamiento de gas en:<br />
• Intercambiadores de calor con propano.<br />
• Separadores principales y trifasicos de proceso (DEG/GAS/Condensado).<br />
• Circuitos de regeneración de MEG, DEG, TEG.<br />
Los depósitos de parafina hallados, de alto peso molecular, pueden presentar puntos de fusión de<br />
hasta 35 o C y están constituidos por hidrocarburos parafinicos, insaturados y aromáticos C 7 hasta C 16 .<br />
Las principales causas de la presencia de parafinas en corrientes de tratamiento de gas son<br />
operaciones de separadores de entrada por sobre su capacidad de diseño o bien de diseño inadecuado<br />
de las unidades interceptoras (demister).<br />
El punto de enturbiamiento (cloud point) del crudo es importante en relación a la separación de<br />
parafinas sólidas en corrientes liquidas (de condensación) o gaseosas.<br />
Dependiendo de las características del crudo los depósitos de parafina pueden incluir asfaltenos<br />
– aunque parece no ser usual.<br />
Loa asfaltenos constituyen la fracción más pesada del petróleo (poco probable que pasen a la<br />
fase gaseosa). La separación de asfaltenos es poco probable que suceda – por problemas de cambio de<br />
fases en equipos de procesos.<br />
De la bibliografía, hemos rescatado el caso que citamos y podría darse (o se esta dando) en<br />
algún yacimiento de nuestro país.<br />
El caso sucedió en una planta de gas ( Canadá ) en la cual se mezclaban dos corrientes de<br />
condensado que resultaban ser incompatibles ( una proveniente de un separador a baja temperatura<br />
( gasolina ) y otra del separador de entrada a planta ). Resulto, de las dos corrientes una deposición de<br />
sólidos compuestos por asfaltenos, parafina, carbón orgánico insoluble con predominio de los<br />
asfaltenos.<br />
La causa de los depósitos resulto ser la incompatibilidad entre las dos corrientes (este fenómeno<br />
se ha observado también cuando se inyectan solventes no aromáticos para limpieza de pozos que<br />
producen petróleo conteniendo asfaltenos).<br />
G.P.A. <strong>Estudios</strong> y <strong>Servicios</strong> <strong>Petroleros</strong> S.R.L<br />
Remedios 2715 C1406HCC Ciudad Autónoma de Buenos Aires<br />
Telefax: (011) 4392-0618<br />
E-mail: gpasrl@ Speedy.com.ar