MODELO Y PREDICCIÓN DE DEPOSITACIÓN DE PARAFINAS EN LÍNEAS DE FLUJO

Abstract

Cuando se comienza a extraer el crudo del subsuelo (proceso conocido como producción) y éste pasa por diferentes líneas de flujo, es común, que deje residuos orgánicos a su paso, tales como las parafinas. Estos depósitos causan diferentes problemas en la industria, obligando a que periódicamente se realicen tratamientos preventivos, predictivos y correctivos. En la industria, este problema es manejado mediante raspados y tratamientos químicos, entre los cuales, se encuentran disponibles solventes, modificadores, dispersantes y surfactantes. Todo lo anterior reúne costos operacionales elevados, más aún, cuando no se conoce con exactitud la ubicación y severidad del daño de éstos depósitos orgánicos. Es así, que la falta de predicción efectiva ante el taponamiento de líneas de flujo por depositación de parafinas se convierte en un problema económico y operacional para su tratamiento y regulación de la producción. En este proyecto de grado se desarrolló un modelo cuantitativo dinámico, que integra los diferentes mecanismos que gobiernan la depositación de parafinas, con el fin de pronosticar la ubicación aproximada del taponamiento en tiempo real, y su espesor después de que la temperatura esté por debajo del WAT (temperatura de aparición de depósitos de parafinas). Para esto se verificó, y actualizó un modelo matemático propuesto por diferentes autores, basado en la difusión molecular como mecanismo primario de depositación, y así, se realizaron las modificaciones pertinentes a partir de los resultados simulados con un programa demo producto de otras investigaciones. Diferentes montajes experimentales se han diseñado para simular el comportamiento en campo de la depositación de solidos orgánicos, esto lo realizan bombeando crudo parafínico con un gradiente de temperatura alto a diferentes ratas de flujo, con el fin de inducir el taponamiento de la tubería por parafinas. A partir de estos resultados documentados cientificamente, se evaluaron diferentes propiedades del crudo, y se llegó a un conjunto de datos que permitieron cuantificar el flujo másico y espesor de los depósitos a lo largo de la tubería,quienes fueron comparados con los resultados obtenidos con el modelo matemático.