Extracción y caracterización de naftenatos presentes en los crudos

Abstract

Los naftenatos son surfactantes naturalmente presentes en los crudos, que, de acuerdo a su tipo, naturaleza y concentración, además de ciertas condiciones de pH inicial en el agua de formación (o carga de cationes y/o concentración) durante la producción, pueden precipitar y generar taponamientos, corrosión y emulsiones, con pérdidas de producción. Dada la severidad de los problemas que pueden ocasionar y el desconocimiento existente sobre estos, se pueden confundir por su apariencia física con los asfáltenos. Así surge la necesidad de presentar en este proyecto estudios experimentales que demuestren la tendencia del crudo a precipitar naftenatos, como obtenerlos y una forma de caracterizarlos. Este tipo de trabajos, permitirán tomar bases de conocimiento para no seguir cometiendo el error de tratarlos como asfáltenos y de esta manera no remediar el problema sino ocasionar incluso más daño en formación. Para el desarrollo del proyecto se contó con dos muestras de crudo pesado, A y B. Algunas características del yacimiento donde se tomó la muestra B incluyen la alta salinidad del agua de formación, alto contenido de Calcio, alta producción de arena, junto a una producción de CO2 que genera cambios en el pH de la salmuera de formación. Esto en conjunto con la prueba del número total ácido “TAN” (ASTM 974) hicieron de la muestra B apta para el estudio. Esta prueba brinda información sobre la concentración de ácido en el crudo, una medida directa de la presencia de ácidos nafténicos. La extracción de los naftenatos, se realizó por la técnica de solventes, realizando variaciones de pH y obteniéndose la muestra final, la cual se caracterizó a través de la prueba de Espectrometría infrarroja por Transformada de Fourier (FTIR), obteniéndose componentes como alquinos, aromáticos, carbonilos y ácidos carboxílicos típicos de los precipitados de naftenatos.

Abstract: Naphthenates are naturally occurring surfactants in the crude, which, according to their type, nature and concentration, in addition to certain initial pH conditions in the formation water (or cation loading and / or concentration) during production, may precipitate and generate clogging, corrosion and emulsions, with production losses. Given the severity of the problems they can cause and the lack of knowledge about them, they can be confused by their physical appearance with asphaltenes. Thus, the need to present in this project experimental studies demonstrating the tendency of crude oil to precipitate naphthenates, how to obtain them and a way of characterizing them. This type of work will allow you to take knowledge bases so that you do not continue making the mistake of treating them as asphaltenes and in this way do not remedy the problem but cause even more damage in formation. For the development of the project, there are two samples of heavy crude, A and B. Some characteristics of the reservoir where sample B was taken include the high salinity of the formation water, high calcium content, high sand production, together with a production of CO2 that generates changes in the pH of the formation brine. This in conjunction with the "TAN" total acid test (ASTM 974) made sample B suitable for study. This test provides information on acid concentration in crude oil, a direct measure of the presence of naphthenic acids. The extraction of the naphthenates was carried out by the solvent technique, making variations of pH and obtaining the final sample, which was characterized by the Fourier Transform Infrared Spectrometry (FTIR) test, obtaining components such as aromatic alkynes, carbonyls and carboxylic acids typical of the naphthenate precipitates