Por José Manuel Gómez Martínez
En México, la industria petrolera es la principal fuente de energía no renovable, de modo que cerca del 88% de la energía que se consume a nivel nacional proviene de los hidrocarburos.
La exploración, perforación, producción y refinación son los procesos que se llevan a cabo para poder obtener dicho beneficio. El territorio nacional está divido en 2 regiones petroleras; la Región Terrestre (norte y sur) y la Región Marina (noreste y sureste). (PEMEX, 2019)
La provincia petrolera Cuencas del Sureste está localizada en la Planicie Costera del Golfo de México y la Plataforma Continental del Sureste de México, incluyendo una porción terrestre y una marina de aguas someras, y son las Cuencas del Sureste las que representan el área más prolífica como productora de aceite a nivel nacional.
Las actividades exploratorias iniciaron cerca del año 1979 y en los últimos 40 años se han perforado más de 300 pozos exploratorios que han hecho posible el descubrimiento, evaluación y producción de yacimientos de hidrocarburos en el cretácico carbonatado y en el terciario clástico de la columna sedimentaria. (García, 2013)
Dependiendo de la localización, el tipo de geología involucrada y el tipo de yacimiento, es posible determinar el tipo de crudo presente en el mismo y que pueden ser clasificados como; extrapesados, pesados, medianos, ligeros y superligeros.
Los yacimientos localizados en la Sonda de Campeche (Región Marina) producen en su mayoría crudos pesados y ligeros; el crudo ligero presenta menores complicaciones de producción con técnicas convencionales a diferencia del crudo pesado, que es caracterizado por sus altos costos de producción.
La mayoría de los crudos pesados no son del todo recuperables a través de métodos de producción convencionales por sus propiedades físicas, por lo que en ocasiones es necesaria la implementación de técnicas específicas como son los sistemas artificiales de producción (SAP), inyección continua de químicos o inyección de vapores para incrementar la producción de estos en superficie.
De acuerdo con las propiedades del crudo pesado, las condiciones de yacimiento y los ritmos de explotación estos son más susceptibles a presentar problemas de emulsión a comparación de los crudos ligeros, lo que complica aún más su explotación. Cerca del 80% de los crudos explotados alrededor del mundo existen en estado emulsionado. (Velásquez, 2014)
Los crudos pesados son clasificados con una densidad menor a 22°API. Otras de sus características son poseer una viscosidad normalmente superior a 10 Cp, un alto peso específico, bajas relaciones de carbono e hidrógeno, un alto contenido de asfáltenos, azufre, nitrógeno y metales pesados, además de una alta acidez. Aunado a esto, las emulsiones generalmente se presentan cuando se mezclan el crudo y agua de formación producida por los altos ritmos de explotación o altos cortes de agua presentes en el pozo. (Velásquez, 2014)
En este punto es importante recordar que una emulsión no es más que la mezcla de dos fluidos inmiscibles entre sí sin importar las condiciones del medio en las que estos se encuentren, teniendo en cuenta la existencia de una fase continua y una dispersa, agentes emulsionantes que pueden estabilizarla como son los surfactantes naturales y el comportamiento de las tensiones interfaciales.
Los problemas de emulsiones comúnmente encontradas son agua en aceite (W/O) también denominadas emulsiones directas, aunque también existen las emulsiones de tipo aceite en agua (O/W) conocidas como inversas y emulsiones múltiples (W/O/W o O/W/O), pero éstas últimas son más difíciles de encontrarse en pozos productores. No obstante, en los últimos años el incremento de la demanda energética mundial y las innovaciones tecnológicas han convertido a estos crudos en un recurso viable y rentable.
Dicho lo anterior, para fines de calidad de crudo producido, el agua presente en la emulsión debe de tratarse mediante un proceso denominado “deshidratación” el cual consiste en forzar la coalescencia de las gotas de agua emulsionada en el crudo y producir así su separación. Sin embargo, en la Sonda de Campeche existen crudos pesados con alto corte de agua y viscosidades, que presentan emulsiones altamente estables (Velásquez, 2014).
Una de las problemáticas que se presentan en los pozos de la Sonda de Campeche es la presencia de emulsiones altamente estables las cuales generan gran inestabilidad en las condiciones operativas de superficie de pozo. Cabe mencionar que la gran mayoría de los pozos productores cuentan con algún sistema artificial de producción, ya sea de tipo bombeo electrocentrífugo o bombeo neumático. Debido a esto, se generó un tratamiento de inyección continua de químicos mediante tubería capilar para tratar las emulsiones altamente estables en donde se caracterizaron crudos pesados de pozos con esta problemática para poder buscar soluciones que mitiguen el impacto negativo que éstas generan a nivel pozo y superficial en instalaciones y, aseguren la correcta producción de crudo pesado (Gómez, 2019).
Como caso de estudio e investigación, se analizaron dos químicos propuestos los cuales fueron; un mejorador de flujo y un desemulsificante, creando una metodología experimental con el fin de poder cuantificar su eficiencia y eficacia para sus respectivas aplicaciones a nivel de campo como forma de inyección continua mediante capilares para el aseguramiento de flujo, seleccionando como candidato a un pozo que fuera productor de aceite pesado con un rango de 10 – 12 °API perteneciente a un yacimiento carbonatado naturalmente perteneciente al Golfo de México y que contará con un sistema artificial de producción (Gómez, 2019).
Los resultados del uso combinado de un químico mejorador de flujo y desemulsificante fueron más eficientes y eficaces que usarlos de forma individual, ya que presentaron una mejora en el fluido a superficie, estabilidad en las condiciones operativas y una apariencia homogénea, aunado de ninguna precipitación secundaria en base a pruebas de compatibilidades a la cual fueron sometidos, por lo que la aplicación de manera simultánea de ambos químicos se pudo llevarse a cabo.
De igual forma, la combinación de ambos químicos no presento problemas de corrosión a ninguna de las partes del equipo BEC con el que contaba el pozo, las cuales fueron sometidas a un proceso de inmersión (Gómez, 2019). Por lo que podemos concluir que para generar una correcta administración de la explotación de un campo petrolero, es de suma importancia el conocer las diferentes alternativas de explotación en base a su rentabilidad, además de los beneficios que trae consigo la inyección de forma continua de químicos con el fin de mantener el correcto aseguramiento de producción, mitigando variaciones en condiciones operativas y prolongando los tiempos de vida de los sistemas artificiales de producción con los que cuentan la gran mayoría de los pozos marinos o terrestres en México (Gómez, 2019)
José Manuel Gómez Martínez es Ingeniero Petrolero por la Universidad Autónoma del Carmen
Bibliografía
García, A. L. (Julio de 2013). Clasificación de los yacimientos en México: Un nuevo enfoque. Ingeniería Petrolera, 53(7), 388 – 409. Obtenido de http://132.248.9.34/hevila/Ingenieriapetrolera/2013/vol53/no7/1.pdf
Gómez, J. (2019). Análisis y evaluación de inyección de químicos como aseguramiento de flujo en pozos productores de crudos pesados en el Golfo de México. Universidad Autónoma del Carmen. Ciudad del Carmen: Universidad Autónoma del Carmen.
PEMEX. (Enero de 2019). PEMEX.com. (INFOMEX, Editor, & Petróleos Mexicanos.) Recuperado el Enero de 2019, de http://www.pemex.com/ri/Publicaciones/Paginas/IndicadoresPetroleros.aspx
Velásquez. (2014). Emulsiones de Agua en Crudo. Aspectos Generales. Water in Oil Emulsion. Aspect General. Departamento de Física, Estudios Básicos, Facultad de Ingeniería, Universidad de Carabobo, Carabobo, Valencia, Venezuela. Obtenido de http://servicio.bc.uc.edu.ve/ingenieria/revista/v21n3/art06.pdf
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