Publicado 2019-06-30
Palabras clave
- Coreflooding,
- Inhibidor,
- Squeeze,
- Modelo matemático,
- Adsorción
- Desorción ...Más
Cómo citar
Resumen
Durante el proceso de extracción del petróleo, se pueden precipitar compuestos minerales o cristales en los poros de las vecindades del pozo y/o en las tuberías por efecto de los cambios termodinámicos del yacimiento o de las alteraciones en el agua de formación con el tiempo. Dichos compuestos se conocen como escamas inorgánicas.
Este problema le cuesta a la industria petrolera billones de dólares al año. Por lo tanto, en los campos donde se presenta este problema, uno de los métodos utilizados para enfrentar el problema es el uso de agentes inhibidores que eviten o mitiguen la depositación de la escama. Cuando se lleva a cabo un tratamiento de inhibición, se espera que el inhibidor inyectado en el yacimiento pueda prevenir la formación de las escamas durante cierto tiempo de permanencia en la superficie de los poros, pero tales tratamientos deben ser repetidos periódicamente, lo cual incrementa los costos de producción en estos campos.
El propósito de este trabajo es ajustar la descripción matemática del fenómeno de adsorción/desorción para mejorar tanto los diseños como los tiempos computacionales. Se concluye mencionando que factores como el pH del agua de formación, la compatibilidad de los fluidos inyectados con los del yacimiento y la concentración mínima de inhibidor, en conjunto con las propiedades del yacimiento (Permeabilidad – Temperatura) son fundamentales en dicho ajuste ya que influyen en el tiempo en el que el inhibidor permanecerá en el yacimiento evitando la aparición de la escama.
Descargas
Referencias
Khormali, A., Petrakov, D. G., & Moghaddam, R. N. (2017). Study of adsorption/desorption properties of a new scale inhibitor package to prevent calcium carbonate formation during water injection in oil reservoirs. In Journal of Petroleum Science and Engineering. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2017.04.008
Li, J., Tang, M., Ye, Z., Cheng, L., & Zhou, Y. (2016). Scale formation and control in oil and gas fields: A review. Journal of Dispersion Science and Technology,). https://doi.org/10.1080/01932691.2016.1185953.
Martínez, R. (2017). Modelo Fenomenológico de remoción del daño a la formación asociado a la depositación de escamas inorgánicas del tipo carbonato y sulfato. Universidad Industrial de Santander.
Meyers, K. O., Skillman, H. L., & Herring, G. D. (1985). Control of Formation Damage at Prudhoe Bay, Alaska, by Inhibitor Squeeze Treatment. Journal of Petroleum Technology, 1019–1034.
Navarro, S. F. M., & Meneses, Y. M. S. (2008). Generalidades de la formación, prevención y tratamiento de depósitos de escamas. Revista Fuentes, 6(1).
Pastor Lomo, G. (Sin fecha). Aseguramiento de Flujo de crudos de Petróleo: Estudio de compatibilidad de Aguas. Universidad Rey Juan Carlos.
Sánchez, J., Lopera, S., Cortés, F., & Ocampo, A. (2017). Adsorción Dinámica de Surfactantes Enfocados a Procesos de Recobro Mejorado. Tesis de Maestría, Universidad Nacional de Colombia, Bogotá, Colombia.
Smith, P., Clement, C., & Rojas, A. M. (2000). Combined Scale Removal and Scale Inhibition Treatments. International Symposium on Oilfield Scale. https://doi.org/10.2118/60222-ms
Shuler, P. J. (1993). SPE 25162 Mathematical Model for the Scale-Inhibitor Squeeze Process Based on the Langmuir Adsorption Isotherm. SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, 107–120.
Sorbie, K. S., & Yuan, M. D. (1991). The Modelling and Design of Scale Inhibitor Squeeze Treatments in Complex Reservoirs. In SPE International Symposium on Oilfield Chemistry.
Sorbie, K. S., & Laing, N. (2004). How Scale Inhibitors Work: Mechanisms of Selected Barium Sulphate Scale inhibitors Across a Wide Temperature Range. SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, 1–10. https://doi.org/10.2118/87470-ms
Sorbie, K., & Gdanski, R. (2005). A Complete Theory of Scale-Inhibitor Transport and Adsorption/Desorption in Squeeze Treatments. In SPE International Symposium on Oilfield Scale held in Aberdeen, United Kingdom, 11-12 May. https://doi.org/10.2523/95088-MS
Toro, G. M., Herrera, J. J., Orrego, J. A., Rojas, F. A., Rueda, M. F., & Manrique, E. J. (2018). Effect of ionic composition in water: oil interactions in adjusted brine chemistry waterflooding: preliminary results. Fuentes: El reventón energético, 16(2), 73-82.
Vanegas, C. L., Buendía, H., & Carrillo, L. F. (2016). Evaluación y selección de un inhibidor multiscale para prevenir la formación de incrustaciones inorgánicas en un campo petrolero colombiano. Revista Fuentes, 14(2), 111-120.
Villar, A., Moreno, Carrillo, L. F., Hernandez, J. H. C., & Molina, J. J. R. (2017). Predicción del daño a la formación por acumulación de CaCO3 durante el flujo constante de salmueras en el medio poroso. Fuentes: El reventón energético, 15(1), 49-57.
Zavala, J. A. P., Mackay, E. J., Vazquez, O., Boak, L. S., Singleton, M., Ross, G., & Uk, S. (2008). The Cost and Value of Field, Laboratory, and Simulation Data for Validating Scale Inhibitor Treatment Models.
Zhang, H., Mackay, E. J., Chen, P., & Sorbie, K. S. (2000). Non-Equilibrium Adsorption and Precipitation of Scale Inhibitors: Corefloods and Mathematical Modelling. Edinburgh, Scotland.