Estudio de la solubilidad de carbonatos y sulfatos con implicaciones en la formación de "scales"

Abstract

El petróleo constituye una fuente de energía no renovable que procede de la transformación de restos de seres vivos, que vivieron en aguas marinas o lacustres, enterrados hace millones de años bajo determinadas condiciones de presión y temperatura. Se trata del mayor y más complejo negocio del mundo, y representa la mitad de toda la energía que éste consume. Las compañías de transporte, refino y producción de petróleo invierten cientos de millones de dólares cada año en localizar los yacimientos, extraer el petróleo, transportarlo y producir sus derivados. Al mismo tiempo, estas empresas destinan un elevado presupuesto en el mantenimiento de las instalaciones para la protección de los conductos de transporte y maquinaria, ya que en los yacimientos existentes surgen numerosos inconvenientes que pueden impedir la extracción de crudo. Uno de los problemas más frecuentes está originado por la deposición de compuestos tanto de naturaleza orgánica como inorgánica que pueden llegar a obstruir las líneas de flujo. En el primer grupo se encuentran las parafinas y los asfaltenos, que solidifican debido a cambios de presión y temperatura durante la vida del yacimiento. Los compuestos de origen inorgánico que precipitan sobre las tuberías son las incrustaciones o ¿scales¿, y suponen un gran problema en las etapas de extracción y transporte del crudo. La acumulación de estos sedimentos minerales obstruye las tuberías, válvulas, bombas y equipos de perforación del pozo, aumentando la presión y la probabilidad de rotura de conductos; impide el flujo normal de los fluidos, disminuye la eficacia de la transferencia de calor en los intercambiadores y aumenta las necesidades de limpieza, lo que supone una de las mayores preocupaciones e importantes pérdidas económicas para las compañías petroleras. Debido a todos estos problemas, además de corrosión, formación de emulsiones, etc. el área de aseguramiento de flujo de una industria petrolera tiene un papel muy importante para solucionar todos aquellos aspectos que impiden el flujo de crudo desde el pozo hasta la refinería. El presente proyecto ha sido realizado en los laboratorios del Departamento de Tecnología Química y Ambiental de la Universidad Rey Juan Carlos y está centrado en el estudio de los depósitos inorgánicos para poder predecir problemas de aseguramiento de flujo. La predicción de las causas que dan origen a un problema de deposición antes de que se produzca el daño es la mejor solución al mismo. Por este motivo, se han desarrollado modelos termodinámicos teóricos implementados en programas informáticos comerciales como ASPEN capaces de determinar las condiciones de presión, pH, temperatura y composición a las que existe riesgo de deposición o aparición de ¿scales¿. El conocimiento de dichas variables permite emplear aditivos que inhiben el crecimiento del cristal y reducen al mínimo la formación de dichas incrustaciones. El principal problema que presentan estos modelos teóricos es la escasez de datos experimentales de solubilidad con los que puedan ser contrastados en las condiciones a las que tiene lugar la extracción de crudo y gas. La elevada salinidad de las aguas de formación se encuentra fuera del rango de aplicación fiable de los modelos actuales, lo que conduce a la necesidad de obtener nuevos datos experimentales en las condiciones deseadas. Con este fin, en el presente proyecto se ha estudiado la solubilidad de dos de las sales que con mayor frecuencia provocan depósitos, carbonato y sulfato de calcio, en función de la temperatura en un sistema cerrado con reflujo. También se ha analizado la influencia de distintas variables como el pH, la concentración de CO2, o la presencia de otras sales en concentración similar a la que se encuentran en el agua de mar (estudio de la influencia de la fuerza iónica del medio). Finalmente, los datos experimentales obtenidos se han utilizado para contrastar los resultados proporcionados por el software comercial ASPEN al realizar la simulación del comportamiento de las disoluciones de carbonato y sulfato de calcio en las mismas condiciones utilizadas para llevar a cabo los experimentos.