Asfaltenos

NOTA TÉCNICA Nº 30 Hoja 1 de 7

Estudios y Servicios Petroleros S.R.L.
DAÑO A LA FORMACIÓN PRODUCTIVA POR PARAFINAS Y ASFALTENOS (DF) En 1973, un trabajo de Sutton y Roberts casi inadvertido por investigadores posteriores, demostró que, cuando se alcanza el punto de enturbiamiento de un crudo para el caso por enfriamiento de formación durante una fractura hidráulica, la separación de parafinasinsolubles del crudo, produce un DF difícil de identificar y, en cierto sentido, irreversible. Casi 30 años después (2002) Guehenneanux y otros, instalan la idea, fundada en análisis cromatográficos de crudos extraídos de coronas, que es posible (y predecible) un DF por crudos ricos en hidrocarburos saturados (n - parafinas) en el rango C40+. En 1975, Lichaa y Herrera estudiaron las propiedadescoloidales de crudos venezolanos y determinaron que, entre otras cosas, los fenómenos electocinéticos son responsables de la depositacion a nivel de reservorio por perdida de estabilidad micelar (estructura coloidal que mantiene dispersos los asfaltenos en el crudo). Casi 30 años después (2003) Kokal y otros estudiaron las causas de la declinación de productividad en pozos de Arabia Saudita (de10.000 bpd a 1.000 bpd en 4 años) relacionadas a la migración de asfaltenos a interfaces y el consecuente DF por emulsiones. Aunque en Notas Técnicas previas (ver listado en el anexo) hemos tratado algunas consecuencias de la presencia de asfaltenos y parafinas en los crudos, en la presente focalizamos la cuestión al DF. EL DAÑO DE FORMACION Para Bennion, el DF es "cualquier proceso que cause unareducción de la inherente productividad natural de una formación gasífera o petrolífera”. Aun cuando existe un gran número de causas del DF, en esta nota nos concentraremos en un tipo de daño que denominaremos "por fraccionamiento del fluido de reservorio". EL FLUIDO DE RESERVORIO COMO UN SISTEMA DIFUSO En los petróleos de color negro (todos los petróleos negros son black oils tal como se los defineen ingeniería de reservorios pero no todos los black oils son petróleos negros), coexisten dos sistemas de equilibrio con características propias: a) Un sistema de soluciones verdaderas compuesto por hidrocarburos de bajo peso molecular (Metano a C12) que mantienen en solución a los hidrocarburos de alto peso molecular (C12+).

Estudios y Servicios Petroleros S.R.L. NOTA TECNICA Nº 30 Hoja 2 de7 b) Un sistema de dispersiones coloidales compuesto por hidrocarburos de naturaleza heteroatómica (compuestos policíclicos de Carbono, Azufre, Oxigeno, Nitrógeno y metales con hidrogeno). Los mismos se presentan dispersos y disueltos en la continuidad que proveen los hidrocarburos aromáticos y parafínicos del crudo. Ambos sistemas se encuentran simultáneamente en los petróleos negros y sucomportamiento responde a reglas de equilibrio de naturaleza fisicoquímica propias. EL SISTEMA TERMODINAMICO El cambio de fases en el punto de burbuja de los black oil produce una serie de modificaciones en las propiedades del fluido de reservorio que explica la termodinámica. El comportamiento de las soluciones verdaderas se explica mediante la termodinámica convencional, pero el de las dispersionescoloidales exige de un tratamiento particular (termodinámica de los sistemas coloidales). En la presente, veremos como afecta el cambio de fases en el punto de burbuja, tanto a las soluciones verdaderas como a las dispersiones coloidales, ambas en relación al DF. EL SISTEMA COLOIDAL Los sistemas coloidales obedecen a leyes fisicoquímicas diferentes a las de los sistemas verdaderos. Los compuestosheteroatómicos a los que antes nos referimos, se denominan asfaltenos y resinas y su presencia en los petróleos negros varia, en general entre 0,05 % y 20 %. Los petróleos "marrones", que no contienen o contienen escasos asfaltenos y resinas son un caso particular de los petróleos negros y su único sistema de equilibrio es el de las soluciones verdaderas. La micela es el menor agrupamiento del...