DZ 9966 es un inhibidor de parafina para aplicaciones en campos petroleros que restablece y mejora el aseguramiento de flujo en sistemas de agua. La parafina se forma cuando el crudo sube a la superficie y alcanza la temperatura ambiente, y genera depósitos que restringen la producción.
¿Cuál es el reto de la parafina?
A medida que el crudo se enfría en su camino a la superficie, la parafina precipita y se acumula en la tubería de producción y en las líneas de flujo. Si no se trata, estos depósitos estrangulan poco a poco la producción y elevan los costos de remediación.
Métodos tradicionales de remoción
Los métodos convencionales para remover la parafina son lentos y demandan mucha mano de obra. Incluyen:
- Inyección mecánica de aceite caliente
- Raspado con agua caliente
- Tubería flexible con solventes químicos
- Tratamientos térmicos
DZ 9966 se presenta como superior a estos métodos, pues actúa en minutos, no en horas ni días.
Desempeño en campo
En una aplicación de campo, DZ 9966 se inyectó a 5 galones al día. Al tercer día se revisó el caudal y hubo un aumento de 10X respecto al caudal anterior.
Al tercer día se revisó el caudal y hubo un aumento de 10X respecto al caudal anterior.
Programación del tratamiento
Se recomiendan aplicaciones diarias con cubetas de 1 a 5 galones, con posibles aumentos de producción de 15X. Las aplicaciones en días alternos pueden dar aumentos de producción de aproximadamente 10X, lo que da a los operadores flexibilidad para ajustar la frecuencia del tratamiento a la economía del pozo.
Oportunidad de mercado
Canadá y Venezuela se identifican como las principales ubicaciones de depósitos de parafina, con mercados secundarios en Estados Unidos, Medio Oriente y Rusia. Las operaciones de fracking también representan una oportunidad de mercado adicional, ya que consumen en promedio 20 millones de galones de agua por pozo.
¿Por qué la parafina siempre regresa?
La parafina no es un contaminante introducido en el pozo; forma parte del crudo. Los n-alcanos de cadena larga, típicamente C18 y más pesados, permanecen disueltos en el aceite a la temperatura del yacimiento. Conforme el fluido sube, pierde calor hacia la formación circundante y finalmente hacia el aire ambiente, y a la temperatura de aparición de cera esas moléculas salen de la solución y cristalizan sobre la superficie más fría disponible: la pared interior de la tubería de producción o de la línea de flujo.
El depósito se refuerza a sí mismo de dos maneras. Cada capa de cera aísla, lo que reduce aún más la temperatura de la pared y acelera la siguiente deposición. Además, el diámetro restringido aumenta la velocidad y la caída de presión, lo que vuelve a modificar el perfil térmico. Por eso un pozo que ha estado en el límite durante meses puede declinar bruscamente en unas cuantas semanas: el proceso se acelera conforme avanza.
Los depósitos rara vez son cera pura. Asfaltenos, finos de formación, incrustaciones y sulfuro de hierro se depositan junto con ella en la misma matriz y forman un compuesto que un solvente formulado solo para cera no logrará eliminar por completo. Cualquier tratamiento dirigido únicamente a la fracción de alcanos deja el resto como sitio de nucleación para el siguiente ciclo.
¿Cuánto cuesta realmente la remediación convencional?
La inyección de aceite caliente es la respuesta tradicional y tiene un inconveniente bien documentado: el aceite inyectado se enfría a medida que avanza, por lo que la cera disuelta cerca de la superficie puede volver a precipitar más abajo en la tubería de producción o, peor aún, ser arrastrada hacia la formación cerca de los disparos. Ese riesgo es precisamente la razón por la que la inyección de aceite caliente es un gasto recurrente y no una solución.
El raspado y el corte mecánicos funcionan, pero requieren una intervención, lo que implica un equipo de perforación o una unidad de línea de acero, una cuadrilla y tiempo de paro. La tubería flexible con solvente es eficaz y costosa, y los solventes aromáticos traen sus propias consideraciones de manejo, exposición y disposición. El tratamiento térmico atiende el síntoma sin tocar el mecanismo de deposición.
Para un pozo de baja producción que genera unos cuantos barriles al día, todos estos métodos comparten un problema fatal: el costo de la intervención se mide contra un flujo de ingresos que puede ser de menos de $200 al día. La economía de la remediación deja de funcionar mucho antes de que el pozo deje de producir, y por eso los pozos marginales se cierran cuando todavía queda petróleo en el subsuelo.
¿Cómo funciona el enfoque oxidativo?
DZ 9966 es un oxicloruro mineral que genera una familia de especies reactivas de oxígeno (superóxido, radical hidroxilo, oxígeno singulete, hidroperoxilo y peróxido) con un potencial de oxidación de 2.8–2.9 V, solo por debajo del flúor, con 3.06 V.
| Oxidante | Potencial de oxidación (V) |
|---|---|
| Flúor | 3.06 |
| Oxicloruro mineral DZ 9966 | 2.8–2.9 |
| Radical hidroxilo | 2.80 |
| Ozono | 2.07 |
| Dióxido de cloro | 1.57 |
| Cloro gas | 1.36 |
| Hipoclorito de sodio | 0.94 |
Como el mecanismo es oxidativo y no basado en solventes, no depende de mantener una temperatura ni de ajustar un solvente a una fracción específica de hidrocarburo. Se entrega como un líquido listo para usar, no es inflamable ni combustible, lo cual importa para almacenarlo en un área clasificada de una pequeña concesión, y atiende al mismo tiempo el componente microbiano del depósito. Las bacterias sulfatorreductoras producen el sulfuro de hierro que se deposita junto con la cera y provoca agriamiento y corrosión en el fondo del pozo; la misma química las controla, y de ahí el vínculo con el trabajo sobre H₂S y gas amargo y el caso de estudio del lavador húmedo.
Resultados en campo y el caso del pozo de baja producción
En una aplicación de campo, la inyección de 5 galones al día produjo un aumento de diez veces en el caudal al tercer día. Se recomienda el tratamiento diario para obtener el mejor resultado, con aumentos de producción reportados de hasta 15×; el tratamiento en días alternos da aproximadamente 10×, lo que permite al operador ajustar la frecuencia a la economía del pozo.
El estudio de campo en pozos de baja producción, realizado con DZ 9450 (la misma química de oxicloruro mineral), concreta la economía: pozos que producían de 1 a 2 barriles por día llegaron a 15 barriles por día con menos de $100 al día de tratamiento, y una comparación en paralelo registró un aumento de 72%. Tan solo en Estados Unidos la población de pozos de baja producción es muy grande, y son justo los pozos para los que la remediación convencional no resulta rentable. El caso de estudio de pozos de baja producción da el detalle.
El fracking añade una segunda aplicación: se usan en promedio unos 20 millones de galones de agua por pozo, y esa agua producida y de retorno trae su propia carga biológica, de sulfuros y de hierro. Encuentra más en la investigación sobre petróleo y gas, Petróleo y gas y la biblioteca de documentos.
Preguntas frecuentes
¿Por qué se forma parafina en los pozos petroleros?
Los alcanos de cadena larga, típicamente C18 y más pesados, permanecen disueltos a la temperatura del yacimiento. Conforme el fluido sube y se enfría por debajo de la temperatura de aparición de cera, cristalizan sobre la superficie más fría disponible, que es la pared de la tubería de producción. Cada capa aísla aún más, así que la deposición se acelera conforme avanza.
¿Qué tiene de malo la inyección de aceite caliente?
El aceite inyectado se enfría a medida que avanza, por lo que la cera disuelta cerca de la superficie puede volver a precipitar más abajo en la tubería de producción o ser arrastrada hacia la formación cerca de los disparos. Atiende el síntoma y hay que repetirla. La inyección de aceite caliente es, junto con el raspado con agua caliente, la tubería flexible con solventes químicos y los tratamientos térmicos, un método convencional de remoción, y todos son lentos y demandan mucha mano de obra en comparación con tratar la química del agua.
¿Qué tan rápido actúa DZ 9966?
En una aplicación de campo con 5 galones inyectados al día, el caudal se revisó al tercer día y había aumentado diez veces respecto al caudal anterior. El producto se presenta como una solución que actúa en minutos y no en las horas o los días que requieren la inyección mecánica de aceite caliente, el raspado con agua caliente, la tubería flexible con solventes y los tratamientos térmicos, porque actúa sobre la química del depósito en la línea de flujo en lugar de calentar el pozo.
¿Qué frecuencia de tratamiento se recomienda?
El tratamiento diario da el mejor resultado, con aumentos de producción reportados de hasta 15 veces. El tratamiento en días alternos da aproximadamente 10 veces, lo que permite al operador ajustar la frecuencia a la economía de cada pozo. Las aplicaciones diarias se hacen con cubetas de 1 a 5 galones, de modo que el costo del tratamiento varía con la cantidad aplicada y la economía mejora conforme aumenta la tasa de producción del pozo.
¿También ayuda con el sulfuro de hierro y la agriamiento del pozo?
Sí. Las bacterias sulfatorreductoras producen el sulfuro de hierro que se deposita junto con la cera y provoca agriamiento y corrosión en el fondo del pozo. La misma química oxidativa atiende ese componente microbiano, y por eso también se usa para el control de H₂S en lavadores húmedos (scrubbers). Tratar el lado microbiano importa porque, si solo se remueve la cera, quedan los organismos que siguen regenerando sulfuro, y entonces el depósito se reconstruye y la restricción de flujo regresa.
¿Tienes un reto de agua como este?
Habla con Oxysolution sobre DZ 9966, hojas de datos de seguridad o el alcance de un programa de tratamiento para tu instalación.
