Remoción de parafinas y mejoramiento del factor de recobro mediante uso de químicos multifuncionales y biodegradables para incrementar la productividad en pozos petroleros

Abstract

El petróleo producido en los campos del Noroeste Peruano, del tipo HCT (High Cold Test – Alto Punto de Congelamiento) presenta una naturaleza altamente parafínica, por lo cual durante las operaciones de producción presentan dificultades como la acumulación de parafinas en las tuberías de producción y líneas de flujo, siendo esto uno de los mayores problemas de la producción del crudo de un campo maduro. Por otra parte, en estos mismos campos el Factor de Recobro de petróleo tiene valores bajos inclusive del orden del 10%. Estos problemas ameritan una evaluación para tener alternativas de solución costo efectivas, que contribuyan al aumento de la producción de crudo. El objetivo de la tesis es evaluar la remoción de parafinas de las tuberías de producción e incrementar el Factor de Recobro (FR) mediante el uso de químicos multifuncionales y biodegradables. La presente investigación se sustenta en aplicar un químico surfactante en distintas concentraciones y diferentes condiciones dinámicas (agitación) utilizando muestra de petróleo del Noroeste del país. Para lo cual se utilizó un testing loop o tuberías con núcleo sintético conformado por arena, que simule el comportamiento del reservorio. Para tal efecto, se evaluaron las propiedades de la muestra de crudo y de la muestra del crudo con el químico surfactante. La viscosidad cinemática y el punto de fluidez cambiaron por la adición del químico surfactante, tal como se muestra en el apartado IV.2. En la remoción de parafinas mediante el uso del químico surfactante en concentraciones previamente definidas, se logró su remoción bajo 2 condiciones: la primera es considerando un tiempo de reposo estático de la muestra por 24 horas y la segunda en condiciones dinámicas, moviendo la muestra con un agitador magnético a 300 RPM. Respecto a las pruebas de desplazamiento de petróleo por agua y el uso del químico surfactante en determinadas concentraciones, en un medio poroso especialmente preparado y representado por arena en un empaque artificial (sand pack) permiten indicar lo siguiente: Se logró simular el proceso de desplazamiento de crudo por agua en dicho medio poroso, con un caudal constante de agua de 0.2 ml/s, un diferencial de presión a 13 psi y temperatura estándar. El modelo experimental utilizado permite obtener una buena repetibilidad de las pruebas, y respecto del Factor de Recobro (FR) los resultados obtenidos permiten verificar un incremento de dicho factor, tal como se describe en el apartado IV.7. Este logro es posible debido a las propiedades que posee el químico surfactante, cuya estructura química tiene una parte polar o hidrofílica (la cabeza) con afinidad por el agua, y una parte apolar que es hidrofóbica (la cola) con afinidad por los hidrocarburos. Las largas cadenas de carbono típicas de un crudo parafínico se relacionan con la parte hidrofóbica o apolar del surfactante, que debilitan las fuerzas de las capas de parafina cristalizada que pueden acumularse en la pared de la tubería, logrando un efecto de disolución. El incremento del Factor de Recobro (FR) logrado en el experimento permite inferir que el químico surfactante influenció simultáneamente en la Tensión Interfacial y el Angulo de Contacto, lo cual conllevo a un cambio de las Fuerzas Capilares, que se manifiesta en un cambio de la mojabilidad en el sistema roca, petróleo y crudo.

The oil produced in the fields of the Peruvian Northwest, of the HCT type (High Cold Test - High Freezing Point) is of a high paraffinic content, which is why during production operations it presents difficulties such as the accumulation of paraffins in the production pipes and flow lines, leading to one of the major problems in the production of crude from a mature field. On the other hand, in these same fields the Oil Recovery Factor has low values even of the order of 10%. These problems merit an evaluation to have cost-effective alternative solutions that contribute to the increase in crude oil production. The objective of the thesis is to evaluate the removal of paraffins from the production pipes and increase the Recovery Factor (FR) through the use of multifunctional and biodegradable chemicals. The present investigation is based on applying a surfactant chemical in different concentrations and different dynamic conditions (agitation) using oil samples from the Northwest of the country. For which a testing loop or pipes with a synthetic core made of sand were used, which simulates the behavior of the reservoir. For this purpose, the properties of the crude oil sample and the crude oil sample with the chemical surfactant were evaluated. Kinematic viscosity and pour point were changed by the addition of the surfactant chemical, as shown in section IV.2. In the removal of paraffins through the use of the surfactant chemical in previously defined concentrations, its removal was achieved under 2 conditions: the first is considering a static rest time of the sample for 24 hours and the second under dynamic conditions, moving the sample with a magnetic stirrer at 300 RPM. Regarding the oil displacement tests by water and the use of the chemical surfactant in certain concentrations, in a porous medium specially prepared and represented by sand in an artificial packaging (sand pack), the experimental results indicate the following: It was possible to simulate the process of displacement of crude oil by water in said porous medium, with a constant water flow of 0.2 ml /s, a pressure differential at 13 psi and standard temperature. The experimental model used allows to obtain a good repeatability of the tests, and regarding the Recovery Factor (FR) the results obtained allow to verify an increase of said factor, as described in section IV.7. This achievement is possible due to the properties of the surfactant chemical, whose chemical structure has a polar or hydrophilic part (the head) with an affinity for water, and a non-polar part that is hydrophobic (the tail) with an affinity for hydrocarbons. The long carbon chains typical of a paraffinic crude are related to the hydrophobic or non-polar part of the surfactant, which weaken the forces of the crystallized paraffin layers that can accumulate on the wall of the pipe, achieving a dissolution effect. The increase in the Recovery Factor (FR) achieved in the experiment allows us to infer that the surfactant chemical simultaneously influenced the Interfacial Tension and the Contact Angle, which led to a change in the Capillary Forces, which manifests itself in a change in the wettability in the rock, oil and crude system.