Modelo cinético para la predicción de depositaciones inorgánicas en sistemas de producción de hidrocarburos

Abstract

La termodinámica permite evaluar cuánto precipitara de una sal, pero no puede dar información de cuánto tiempo deberá transcurrir para que ocurra la precipitación, y cuándo y dónde los cristales del precipitado se formarán y crecerán. Para responder a estas preguntas se deben aplicar consideraciones cinéticas. En esta investigación se modeló la cinética de formación de incrustaciones junto con el perfil de presión y temperatura de un pozo; con base en el modelo se diseñó un software que permite determinar la cantidad de minerales que se depositarán en sistemas de producción de hidrocarburos, identificando los puntos de mayor incrustación debido a los cambios de presión y temperatura del sistema. En este estudio se presenta los métodos de Beggs y Brill, y de Sagar et al, para predecir el perfil de presión y temperatura respectivamente. Además se presentan las bases teóricas de la cinética para la predicción de incrustaciones. El modelo diseñado para la cinética química se acopló a un software existente para modelar la predicción de incrustaciones, de esta forma, el programa que se presenta, además de predecir la formación de incrustaciones, calcula también el cambio en la presión y la temperatura durante la producción del pozo, la velocidad de crecimiento de los cristales, la reducción en el diámetro de la tubería y la cantidad de materia que se incrusta para cada uno de los minerales comúnmente encontrados en campos petroleros , tales como calcita (CaCO3), siderita (FeCO3), anhidrita (CaSO4), hemihidrita (CaSO4.½H2O), yeso (CaSO4.2H2O), barita (BaSO4), celestita (SrSO4) y halita (NaCl), a diferentes temperaturas y presiones. La validación del software se realizó con datos disponibles en la literatura, obteniéndose resultados satisfactorios tanto para el acople de los perfiles de presión y temperatura, como para el acople del modelo cinético.