Modelo integrado del comportamiento de asfaltenos en condiciones de flujo

Abstract

Los asfaltenos se consideran como la fracción más polar del petróleo y su estructura química es desconocida. En general se acepta que los asfaltenos poseen una estructura poli-aromática, incluidos algunos metales, oxígeno, sulfuro y nitrógeno. Este compuesto se define como la fracción de crudo insoluble en alcanos (n-pentano, heptano) y soluble en aromáticos (benceno, tolueno).(Firoozabadi, 1999) A nivel yacimiento, este fenómeno implica una reducción de la transmisibilidad y alteración de la humectabilidad en la roca afectando la productividad de pozos. La desestabilización del componente asfalteno en el fluido de yacimiento se debe a cambios en presión, temperatura, composición y/o solventes o gases externos inyectados en el yacimiento en procesos de recobro mejorado (Firoozabadi, 1999). Los asfaltenos se precipitan y pueden depositarse en el yacimiento cerca a la cara del pozo productor. Lo anterior conlleva a una reducción del flujo de fluidos en el medio poroso a través de la reducción de permeabilidad y alteración de la humectabilidad de la roca. Además, los asfaltenos pueden fluir estables en el medio poroso y desestabilizarse en la línea de producción fondo de pozo superficie, ocasionado obstrucción del flujo por depositación de asfaltenos en las paredes de la tubería de producción; e incluso causando problemas en las líneas de trasporte de crudo en superficie. El modelamiento de la precipitación y depositación de asfaltenos se establece como una herramienta primordial para entender el comportamiento termodinámico del sistema de fluidos presentes en el yacimiento, y permite la predicción de este fenómeno indeseable a diferentes condiciones de presión, temperatura y composición. Dicho modelamiento, a pesar de que ha sido objeto de estudio en las últimas décadas, aún se considera un reto en la industria debido a la naturaleza del asfalteno, el cual es diferente en cada crudo, sus diferentes afinidades asociativas y su estructura (coloidal o macromolecular) desconocida. Por dicha razón, la predicción de la precipitación y posterior depositación hace necesario el entendimiento del modelamiento termodinámico y de flujo de los fluidos presentes en la formación, y las bases de cada modelo con sus limitaciones a la hora de predecir el comportamiento de los asfaltenos en un yacimiento en particular. En el presente proyecto se plantea estudiar el comportamiento de los asfaltenos a condiciones de flujo de fluidos. Para desarrollar este estudio se considera necesario profundizar en 4 ítems: ecuaciones de estado avanzadas, cinéticas de agregación de asfaltenos, diagnóstico del daño de formación y finalmente integración de los fenómenos anteriores en una simulación numérica de yacimientos. (Tomado de la fuente)

Asphaltenes are considered the most polar fraction of petroleum and their chemical structure is unknown. It is generally accepted that asphaltenes have a polyaromatic structure, including some metals, oxygen, sulfur, and nitrogen. This compound is defined as the fraction of crude oil that is insoluble in alkanes (n-pentane, heptane) and soluble in aromatics (benzene, toluene). Firoozabadi, 1999) At the reservoir level, this phenomenon implies a reduction in transmissibility and alteration of the rock wettability affecting its productivity. The destabilization of the asphaltene component in the reservoir fluid is due to changes in pressure, temperature, composition and/or solvents or external gases injected into the reservoir in enhanced recovery processes (Firoozabadi, 1999). Asphaltenes precipitate and may be deposited in the reservoir near the face of the producing well. This leads to a reduction in the flow of fluids in the porous medium through the reduction of permeability and alteration of the wettability of the rock. In addition, asphaltenes can flow stable in the porous medium and become destabilized in the production line downhole surface, causing flow obstruction by depositing asphaltenes on the walls of the production tubing; and even causing problems in the crude oil transport lines on the surface. The modeling of the precipitation and deposition of asphaltenes is established as a fundamental tool to understand the thermodynamic behavior of the fluid system present in the reservoir and allows the prediction of this undesirable phenomenon at different conditions of pressure, temperature and composition. Said modeling, despite the fact that it has been the object of study in the last decades, is still considered a challenge in the industry due to the nature of asphaltene, which is different in each crude, its different associative affinities and its structure (colloidal or macromolecular) unknown. For this reason, the prediction of precipitation and subsequent deposition makes it necessary to understand the thermodynamic and flow modeling of the fluids present in the formation, and the bases of each model with its limitations when predicting the behavior of asphaltenes in a particular deposit. In the present project it is proposed to study the behavior of asphaltenes under fluid flow conditions. To develop this study, it is considered necessary to delve into 4 items: advanced equations of state, asphaltene aggregation kinetics, formation damage diagnosis and finally integration of the above phenomena in a numerical simulation of reservoirs.