INHIBIDORES EN LA INDUSTRIA PETROQUIMICA
INHIBIDORES EN LA INDUSTRIA PETROQUIMICA
Inhibidores de corrosión:
Los inhibidores de corrosión, son productos que actúan ya sea formando películas sobre la superficie metálica, tales como los molibdatos, fosfatos o etanolaminas, o bien entregando sus electrones al medio. Por lo general los inhibidores de este tipo son azoles modificados que actúan sinérgicamente con otros inhibidores tales como nitritos, fosfatos y silicatos. La química de los inhibidores no está del todo desarrollada aún.
SUPERFICIE METALICA-CORROSIVIDAD-
Su uso es en el campo de los sistemas de enfriamiento o disipadores de calor tales como los radiadores, torres de enfriamiento, calderas y “chillers”.
Un inhibidor de corrosión es un material que fija o cubre la superficie metálica, proporcionando una película protectora que detiene la reacción corrosiva.
ELECCION DE UN INHIBIDOR DE CORROSION:
Al momento de elegir o escoger un inhibidor de corrosión se debe de tomar en cuenta varios factores:
- Los materiales que se van a proteger.
- El tiempo efectivo de protección (1 semana, 1 mes, 1 año, etc.)
- El método de aplicación (inmersión, aspersión, cepillado, etc.)
- Tipo de protección requerida (en proceso, almacenamiento o embarque).
- Manejo de la pieza y eliminación de la huella digital.
- Tipo y espesor del recubrimiento deseado.
- Condiciones de almacenaje, empaque y/o
- Embarque (condiciones de temperatura, humedad y condiciones ambientales).
- Métodos de remoción (si son requeridos).
- Interacción con procesos subsecuentes, si no es removido.
- Requerimientos ambientales, de salud y de seguridad.
- Tipo de producto deseado (Base Aceite/Solvente o Base Agua).
TIPOS DE INHIBIDORES:
Inhibidores de Base Aceite/Solvente
Los inhibidores de corrosión de este tipo se basan en la formación de barreras protectoras para prevenir el contacto del agua con las superficies metálicas. Estos materiales se utilizan directamente del contenedor sin la necesidad de diluirlo o prepararlos para su uso.
Inhibidores de Corrosión de Base Agua
Los inhibidores de corrosión de base agua funcionan modificando las características de las superficies del metal para disminuir su susceptibilidad a la formación de la oxidación y la corrosión. Los inhibidores de corrosión de base agua generalmente tienen características muy deseables. Las películas químicas formadas son delgadas y son transparentes cuando se secan.
Inhibidores de Corrosión no Tóxicos y Biodegradables
Una práctica comúnmente utilizada para el control del deterioro de instalaciones industriales, equipos, maquinarias y estructuras de diversa índole es el uso de inhibidores de corrosión, que al ser añadidos en pequeñas cantidades en un ambiente determinado (líquido o gaseoso) reduce la acción nociva que ejerce el medio sobre el material. Si bien se han estudiado innumerables compuestos que pueden actuar como inhibidores de corrosión en medios acuosos, la gran mayoría no cumplen con los requisitos que plantean las nuevas normativas de toxicidad y de protección del medio ambiente.
Inhibidores de corrosion Volatiles
Los inhibidores de corrosión volátiles (o de fase vapor) son sustancias químicas vaporizantes que combaten la corrosión mediante la formación de barreras iónicas sobre las superficies metálicas.Estas barreras obstaculizan que la humedad y los agentes corrosivos disueltos en ella, reaccionen con los átomos metálicos e inicien la corrosión. Este dibujo representa a una pieza metálica (rectángulo gris)
INHIBIDOR DE CORROSION VOLATIL
dentro de un recipiente cerrado. En la parte superior, el rectángulo amarillo con las letras VCI, representa a un emisor de vapores protectores. Los puntos amarillos representan al vapor inhibidor y el color azul a la humedad.
Dentro del circulo, que representa la magnificación de una lupa, podemos observar como los puntos amarillos (con cargas + y -) han formado una barrera de átomos cargados con electricidad (iones) entre la superficie de la pieza metálica y el agua líquida que se ha condensado sobre ella.
Corrosión del Magnesio y sus Aleaciones
El empleo de las aleaciones de magnesio se ha visto incrementado en múltiples y diversos sectores industriales gracias a las atractivas propiedades que presentan, entre las que destacan su baja densidad y sus buenas propiedades de maquinado y fundido. Sin embargo, las excelentes propiedades mecánicas que poseen estas aleaciones no son suficientes para poder emplearlas en medios corrosivos puesto que presentan una escasa resistencia a la corrosión. El magnesio es rápidamente atacado por la mayoría de los ácidos minerales, excepto por el ácido fluorhídrico, ya que forma una película de fluoruro de magnesio insoluble y protectora, y por el ácido crómico, debido a su baja velocidad de ataque.
SEPARACION FLASH PARA EL ESTUDIO COMPOSICIONAL
SEPARACION FLASH PARA EL ESTUDIO COMPOSICIONAL
En los estudios PVT suele hacerse una separación adicional de petróleo y gas sobre la muestra original. Esta separación se realiza sólo con fines composicionales. En este caso se realiza la siguiente secuencia de procesos de laboratorio.
1. Se presuriza la muestra por encima de la presión de burbuja del sistema
2. Se homogeniza la mezcla a temperatura ambiente (o a la mínima temperatura a la que puede realizarse el proceso).
3. Se extrae una alícuota del fluido, manteniendo la presión de la muestra. En esta etapa se recoge una cierta cantidad de líquido (de 50 a 100 cm3) y de gas a presión y temperatura ambiente.
4. Se caracterizan composicionalmente ambos fluidos. También se determina la densidad y peso molecular (PM) del líquido y se caracteriza la fracción pesada (C20+) del mismo.
Si bien en este proceso se obtiene una cierta cantidad de líquido a condiciones ambientales y se recoge un volumen medido de gas, ni el Bo ni la RGP (Relacion Gas-Petroleo) registrados en este proceso representan un proceso de reservorio. Adicionalmente este proceso suele ser de no equilibrio
GRAFICA DE LIBERACION FLASH
(debido a los grandes volúmenes de gas involucrados y a la falta de agitación en el sistema). La falta de equilibrio no afecta los cálculos puesto que todo lo que se pretende estudiar en este ensayo es la composición global del sistema, y para ello alcanza con medir adecuadamente los volúmenes y las composiciones medias de ambos fluidos producidos. No obstante lo expuesto, este proceso suele denominarse coloquialmente “Flash para Composición” y el uso de la palabra “Flash” en esta expresión parece sugerir que los datos que derivan de este ensayo representan algún proceso escalable al reservorio. Como ya se indicó, no es este el caso y debe evitarse el uso a nivel de reservorio, de los parámetros volumétricos registrados en este proceso.
UN ENFOQUE A LOS ESTUDIOS DE PVT
UN ENFOQUE A LOS ESTUDIOS DE PVT
Los estudios PVT están diseñados para representar el comportamiento de los fluidos de reservorio durante las etapas normales de explotación de yacimientos resulta muy importante comprender la representatividad de los estudios de laboratorio para los distintos tipos de fluidos y para los diferentes reservorios.
ESTUDIO DE PVT DE PETROLEOS NEGROS
Durante la depletación del reservorio, el gas disuelto se libera por dos vías diferentes:
- El petróleo que permanece en el reservorio libera el gas (a temperatura de reservorio) mediante un proceso continuo mientras cae la presión del sistema.
- El petróleo que alcanza los punzados, sufre una serie de equilibrios intermedios, en el “tubing” y las cañerías de producción, hasta alcanzar el sistema de separación de gas y petróleo en superficie, donde se produce la separación efectiva de las fases.
SEPARADOR DE GAS
La formación de las corrientes independiente de gas y petróleo se produce en los sistemas de separación y, por lo tanto, las composiciones y volúmenes de gas y petróleo están gobernados por las condiciones (presión y temperatura) del separador de superficie. Los equilibrios intermedios no se estudian puesto que no afectan el estado final al no producirse separación de los fluidos (la totalidad de los fluidos que alcanzan los punzados llegan hasta el separador de superficie)
Además existe una infinidad de situaciones intermedias, donde una parte del gas se separa en condiciones de reservorio y el resto en las instalaciones de superficie. Este es el caso de todos los petróleos producidos con posterioridad al momento en que la depletación genera una presión de reservorio inferior a la presión de burbuja del sistema.
Teniendo en cuenta lo ya expuesto, el estudio PVT convencional de los petróleos negros está diseñado para representar ambos procesos.
- El primero de los mecanismos se representa mediante el estudio de Liberación Diferencial
LIBERACION FLASH
a temperatura de reservorio.
- El segundo proceso se estudia mediante una separación Flash en condiciones de separador.
En ambos casos se parte de la muestra original en condiciones de reservorio, y se estudia el cambio volumétrico del petróleo y la cantidad y tipo de gas liberado en cada proceso. Como es natural, tanto la cantidad de gas liberado, como el Bo del petróleo difiere en ambos procesos, pero esta diferencia no suele ser muy marcada.
A FOCUS ON PRESSURE TRANSIENT ANALYSIS
PRESSURE TRANSIENT ANALYSIS (PTA)
PTA has been the primary reason for the development of the tools we use today. It was initially called Well test Interpretation. Originally this type of analysis was performed on data acquired during operations refereed to a well test. A typical well test set-up is shown in that picture, temporary equipment is installed downhole and at surface, the well is put on production under a predefined program and the diagnostic is performed, generally on a shut-in period after a stable production phase during which the producing rate was measured.
To perform a Pressure Transient Analysis the rates from the tested Wells and, where applicable, nearby wells are required. In addition the pressure response, preferably from downhole measurement, and generally acquired during pressure build-ups, are recorded. However it is always recommended to acquired the pressure response during the full production history of the test. Additional information needed includes the fluid physical properties; pressure, volume and temperatura (PVT) and possibly logs and geology.
The first PTA methods were introduced in the 1950’s with specialized plots (semilog, MDH, Horner) initially focused on a specific flow regime called Infinite Acting Radial Flow (IARF),where both well productivity
MDH PLOT
and the main reservoir properties could be determined. Specialized plots for other flow regimes (liner, bi-liner, pseudo-steady state, etc) were also developed.
In the 1970’s log type-curve matching techniques were developed to complement straight line techniques. The principle was to plot the pressure response on a log-log scale tracing paper and slide this plot over pre-printed until one was selected and matched. The choice of the type-curve and the relative position of the data on this type-curve, called the match point, were then used to calculate physical results. These methods were of poor resolution until the Bourdet Derivative was introduced.
In 1983, the bourdet derivative, the slope of the semilog plot displayed on the loglog plot considerably increased the diagnostic capability, resolution and reliability of a new generation of type-curves. However, the mid 1980 saw the development of PC (Personal Computer) based dedicated software, with the possibility of directly generating models integrating
BOURDET DERIVATIVE
superposition effects. These packages are based on modern pressure transient analysis and the use of sophisticated and user-friendly computer programs running on state-of-the-art PCs. Advanced mathematical models are used to match the measured pressure response to any disturbance, taking into account the complete pressure and flow rate history thus generating the exact model corresponding to the actual test history.
Models are diagnosed through pattern recognition of the different flow regimes present in a response and using the Bourdet derivative, which defines these flow regimes easily. The engineer can decide which should be the most appropriate model to apply.
The methodology has a downside in that solution found are not always unique so the engineer is challenged to search for the most consistent answer by considering all data available to him from all sources, not only the well test. Gone are the days of most straight-line analysis. MDH, Horner and other specialized analysis plots have become redundant as it is the model and the match with the real data that governs the validity of these analysis. In addition, nonlinear regression to improve results, and the development of powerful PCs, has brought the methodology to the point it is today:
The development of new analytical models in the 1980/1990’s and processor hungry numerical models in the 1990/2000’s converged with the availability of increasing volumes of reliable data and high speed desktop computers.
The application of this methodology spread rapidly beyond well tests as other field operations could produce candidate data for such processing. So the name drifted from Well Test Interpretation to the more generic term Pressure Transient Analysis, although the name Well Test (WT community, WT Forum, WT monograph) remained.
PRESSURE TRASIENT ANALYSIS OF OIL RESERVOIRS
Pressure Trasient Analysis was the correct terminology because the basic process was the interpretation of the pressure signal after correction taking into account the production history (superposition time, convolution, deconvolution, etc).
Pressure Transient Analysis was about making a diagnostic, and then using this to take decisions, including remedial action on the well and/or using the resulting model to simulate future well behavior.
RESERVORIOS DE GAS Y CONDENSADOS SATURADOS
RESERVORIOS DE GAS Y CONDENSADOS SATURADOS
Para realizar un adecuado desarrollo de un yacimiento es necesario, entre otras cosas, identificar el tipo de fluido que se encuentra en el reservorio y determinar el comportamiento termodinámico de este fluido. Aunque la clasificación teórica requiera del conocimiento del comportamiento termodinámico del fluido (diagrama P-T), las condiciones del reservorio y de las instalaciones de superficie, los yacimientos suelen usualmente
DIAGRAMA DE FASE DE GAS Y CONDENSADO
clasificarse en función de propiedades observables durante la operación. Para la clasificación de la naturaleza del reservorio, se utilizan criterios que incluyen la relación gas petróleo y densidad del líquido de tanque.
Según estas clasificaciones, se consideran yacimientos de gas y condensado a aquellos que al comienzo de su explotación poseen una relación gas petróleo entre 550 y 27.000 m3/m3 y una densidad de líquido de tanque entre 40 y 60 ºAPI. Sin embargo, para determinar el comportamiento termodinámico real, se debe realizar un estudio PVT sobre una muestra representativa del fluido de reservorio. En los yacimientos de gas y condensado resulta adecuado obtener esta muestra en superficie bajo ciertas condiciones recomendadas para garantizar su representatividad.
El estudio PVT subsiguiente permite identificar los reservorios de Gas y Condensado por la observación del fenómeno de condensación retrógrada. En la práctica, durante la determinación de la presión de rocío a temperatura de reservorio pueden presentarse tres situaciones:
- La presión de rocío resulta inferior a la presión estática del reservorio. En esta condición y habiéndose seguido un adecuado procedimiento de muestreo, se puede concluir que la muestra de fluido es representativa y que el fluido se encuentra en una sola fase a las condiciones de reservorio. Por lo tanto, se puede obtener una caracterización del comportamiento termodinámico del fluido de reservorio a través de la realización de un ensayo de Depletación a Volumen Constante (CVD) a temperatura de reservorio.
- Si la presion estatica del reservorio es inferior a la presion de rocio. Esto suele interpretarse como el resultado de la existencia de dos fases móviles en la vecindad del pozo que conducen al muestreo de un flujo bifásico. Estas muestras son consideradas como no representativas ya que la proporción en que ambas fases que fluyen al pozo no es directamente proporcional a la saturación de cada fase sino que obedece a la movilidad relativa de las mismas.
- La última alternativa es que la presión de rocío resulte igual a la presión estática del reservorio (dentro de las incertezas experimentales). Esta condición resulta ser la más común y la interpretación habitual es que la muestra es representativa, y en el yacimiento existe una única fase en condición de saturación (reservorio de Gas y Condensado Saturado).
En estas condiciones (líquido inmóvil disperso en el medio poroso) no es posible obtener una muestra representativa del fluido mediante el procedimiento habitual de muestreo pues al pozo sólo fluye una de las dos fases hidrocarbonadas presentes en el reservorio.
Esta interpretación toma mayor relevancia en los casos en que existe evidencia de la presencia de un halo o cinturón de petróleo. Este halo de petróleo estaría confirmando la presencia de líquido en el reservorio como resultado de tres posibles orígenes:
- El petróleo se acumuló inicialmente en la trampa y el gas lo desplazó de la misma en una migración posterior.
- El petróleo es el resultado de una condensación de líquido a escala de reservorio (despresurización y/o disminución de temperatura en tiempos geológicos).
- El petróleo corresponde a una migración posterior a la del gas y por lo tanto nunca ocupó completamente la trampa.
En los dos primeros casos (desplazamiento del petróleo con gas o escurrimiento del petróleo hasta formar una fase móvil) es de esperar la presencia de líquido disperso (residual) en todo el medio poroso. En el tercer caso sólo se espera petróleo disperso como resultado de la zona de transición capilar y por lo tanto su efecto sobre la acumulación de gas depende de las características del reservorio (estructura, interacción roca-fluidos).
El punto que debe resaltarse es que en los casos de coexistencia de gas con líquido disperso, el estudio PVT puede no describir adecuadamente el comportamiento futuro del reservorio.
DIAGRAMA DE FASE DE UN GAS POBRE
