ES2197120T3

ES2197120T3 - Sistema para supervisar y controlar asfaltenos.

Info

Publication number: ES2197120T3
Application number: ES00971003T
Authority: ES
Inventors: Christopher Gallagher; C. Mitch Means
Original assignee: Baker Hughes Inc
Current assignee: Baker Hughes Holdings LLC
Priority date: 1999-10-21
Filing date: 2000-10-20
Publication date: 2004-01-01
Anticipated expiration: 2020-10-20
Also published as: DE60003838T2; ATE244812T1; WO2001029370A1; US6467340B1; CA2386314A1; DE60003838D1; CA2386314C; AU8030400A; MXPA02003780A; EP1226335B1; DK1226335T3; BR0014436A; EP1226335A1

Abstract

Un sistema (100) para determinar la concentración de asfaltenos en un fluido de formación a partir de mediciones directas en el propio lugar hechas en el fluido de formación recuperado de una formación (11) de subsuelo, que comprende: - una trayectoria de flujo de fluido para hacer circular fluido de formación recuperado de una formación de subsuelo; - un sensor (35) asociado con el fluido de formación en la trayectoria de flujo de fluido que proporciona datos correspondientes a la concentración de asfaltenos en el fluido de formación en la trayectoria de flujo de fluido; y - un procesador (145) para determinar a partir de los datos la concentración de asfaltenos en el fluido de formación; caracterizado porque el sensor es una sonda de reflectancia total atenuada de fibra óptica.

Description

Sistema para supervisar y controlar asfaltenos.

Referencia cruzada a solicitud relacionada

Esta solicitud reivindica prioridad de la solicitud provisional número 60/160.472 presentada el 21 de octubre de 1999.

Campo de la invención

Esta invención se refiere a un sistema para uso en operaciones en yacimientos petrolíferos y en oleoductos para supervisar y controlar precipitación de asfaltenos en fluidos de formación. Esta invención se refiere, particularmente, a un sistema y al método asociado para determinar si los asfaltenos que precipitan fuera de solución en un orificio de pozo, oleoducto y similares se están depositando dentro del orificio de pozo.

2. Antecedentes de la técnica

Muchos fluidos de formación, tales como fluidos de petróleo, contienen un gran número de componentes con una composición muy compleja. Para los fines de la presente invención, un fluido de formación es el producto de un pozo de petróleo desde el momento que se produce hasta que se refina. Algunos de los componentes presentes en un fluido de formación, por ejemplo parafina y asfaltenos, son normalmente sólidos en condiciones ambientales, particularmente, a temperaturas y presiones ambientales. Las parafinas comprenden, predominantemente, hidrocarburos querosínicos de alto peso molecular, es decir, alkanos. Los asfaltenos son, típicamente, sólidos amorfos coloreados de marrón oscuro a negro con estructuras complejas y de peso molecular relativamente alto. Además de carbono e hidrógeno en la composición, los asfaltenos pueden contener, también, nitrógeno, oxígeno y especies de sulfuros. Se sabe que los asfaltenos típicos tienen algunas solubilidades en el propio fluido de formación o en ciertos disolventes, como bisulfuro de carbono, pero son insolubles en disolventes, como en naftas ligeras.

Cuando el fluido de formación a partir de una formación del subsuelo entra en contacto con un tubo, una válvula u otro equipo de producción de un orificio de pozo, o cuando existe una disminución en temperatura, presión, o cambio de otras condiciones, los asfaltenos pueden precipitarse o separarse fuera de una corriente de pozo o del fluido de formación, al tiempo que circulan hacia dentro y a través del agujero de pozo a la cabeza de pozo. Aunque cualquier separación o precipitación de asfaltenos es indeseable en y por sí misma, es mucho peor permitir que se acumulen los precipitantes de asfaltenos pegándose al equipo en el orificio de pozo. Cualquier precipitante de asfaltenos que se pegue a las superficies del orificio de pozo puede estrechar los tubos y atascar las perforaciones del orificio de pozo, las diversas válvulas de flujo y otro equipo del emplazamiento y del fondo de pozo. Esto puede dar como resultado fallos del equipo del emplazamiento de pozo. Puede, también, disminuir, reducir o incluso impedir totalmente el flujo del fluido de formación al orificio de pozo y/o fuera de la cabeza de pozo.

De modo similar, precipitaciones y acumulaciones no detectadas de asfaltenos en un oleoducto para transferir petróleo crudo podrían dar como resultado pérdida de flujo de petróleo y/o fallo del equipo. Las instalaciones de almacenamiento de petróleo crudo podrían tener problemas de mantenimiento o de capacidad si las precipitaciones de asfaltenos se mantienen no detectadas durante un periodo prolongado de tiempo.

Como resultado de estos problemas potenciales, durante la producción de petróleo en pozos de producción, la perforación de nuevos pozos, o el trabajo sobre pozos existentes, muchos producto químicos, denominados, también, en esta memoria ``aditivos'', incluyendo disolventes, se inyectan a menudo desde una fuente en superficie a los pozos para tratar los fluidos de formación que circulan a través de tales pozos para impedir o controlar la precipitación de asfaltenos. Además de controlar las precipitaciones de asfaltenos, se inyectan, también, aditivos a pozos productores para, entre otras cosas, mejorar la producción a través del orificio de pozo, lubricar equipo del fondo de pozo, o controlar la corrosión, la incrustación, la querosina, la emulsión y los hidratos.

Todos estos productos químicos o aditivos se inyectan, usualmente, a través de una canalización o tubería que discurre desde la superficie hasta una profundidad conocida. Además, se introducen productos químicos con respecto a bombas eléctricas sumergibles, como se muestra, por ejemplo, en la patente de EE.UU. número 4.582.131 cedida al cesionario de la misma e incorporada en esta memoria como referencia, o a través de una conducción auxiliar asociada con un cable usado con la bomba eléctrica sumergible, tal como se muestra en la patente de EE.UU. número 5.528.824 cedida al cesionario de la misma e incorporada en esta memoria como referencia.

Aunque mucho más comúnmente usado para minimizar problemas de deposición de querosina, se ha descrito que la precipitación de asfaltenos puede ser, si no controlada, al menos mitigada proporcionando calor al equipo para elevar la temperatura de petróleo crudo, por ejemplo, a una temperatura mayor que su punto de enturbiamiento, denominada, también, la temperatura de deposición, para impedir o al menos minimizar las precipitaciones de asfaltenos. Un fluido o medio de transmisión de calor circulante se usa, usualmente, como el medio calefactor para efectuar los cambios de temperatura deseados.

Se conocen, también, varios modos distintos de tratar los problemas de precipitación de asfaltenos. Por ejemplo, la patente de EE.UU. número 5.927.307 describe un aparato para limpieza medioambientalmente aceptable de componentes de pozo de petróleo que incluyen eliminar querosina y asfaltenos de las varillas de la sarta de varillas de un pozo de petróleo. La patente de EE.UU. número 5.795.850 describe un fluido de trabajo en pozos de petróleo y gas usado para la solvatación de parafinas y asfaltenos, y su método de uso. La patente de EE.UU. número 5.827.952 describe un aparato y un método de sensor de onda acústica para analizar un fluido con constituyentes, que forman depósitos sobre el sensor cuando éste es enfriado por debajo de una temperatura del punto de deposición.

Bien realizando un tratamiento específico de mitigación, reparador o profiláctico, bien midiendo una propiedad particular del fluido de formación, estos métodos descritos son, típicamente, indirectos e implican una o más operaciones manipuladas por un operario manualmente. Algunos de estos métodos no son muy sensibles o requieren mediciones o análisis que consumen tiempo en un laboratorio. Alternativamente, en el caso de que se describan métodos analíticos automatizados, tal como en la patente de EE.UU. número 6.087.662, los métodos requieren aparatos prohibitivamente caros y son complejos y difíciles de aplicar a una aplicación de campo. Por consiguiente, es difícil y, a veces, no factible automatizar el procedimiento de supervisión y control de asfaltenos en un emplazamiento de pozo o en un sistema de oleoductos.

Otro problema al tratar de controlar la precipitación de asfaltenos con métodos usuales es que el tiempo del ciclo es, normalmente, muy largo entre los momentos en los que se recogen las muestras, se realizan las mediciones y, si se necesita, se hace cualquier ajuste de un tratamiento particular. Como resultado de este largo tiempo de ciclo, es posible e incluso probable que se añada demasiado aditivo para sobretratamiento innecesario y caro, o se añada demasiado poco para subtratamiento, dando como resultado o productos químicos residuales o precipitaciones o separaciones de asfaltenos indeseables y excesivas del fluido de formación. El mismo problema existe cuando la temperatura del fluido de formación se usa para controlar precipitaciones y separaciones de asfaltenos. Puede tener lugar o infracalentamiento o sobrecalentamiento de una pieza de equipo en un pozo de petróleo o en un sistema de oleoductos, dando como resultado calentamiento inadecuado o gasto innecesario de energía.

El documento WO 98/57030 de Michael H. Johnson et al., describe un sistema de control para tratamiento químico de un pozo petrolífero. En él, se describe que se puede usar la entrada desde sensores del fondo de pozo para controlar la inyección de productos químicos a un orificio de pozo. La patente de EE.UU. número 5.754.722 de Peter J. Melling describe el uso de una sonda espectroscópica de fibra óptica para uso con un espectrómetro infrarrojo de transformada de Fourier para detectar la absorción de energía infrarroja por una muestra.

La presente invención proporciona un sistema que usa uno o más sensores para medir, directamente y en tiempo real en el emplazamiento de pozo o en un oleoducto, una concentración relativa de asfaltenos en un fluido de formación o en petróleo crudo. La presente invención proporciona, también, un sistema que mide la diferencia en la concentración relativa de asfaltenos en el fluido de formación retirado en la cabeza de pozo y que entra en el orificio de pozo desde la formación. Si la diferencia es mayor que un intervalo predeterminado, se transmite una señal desde un controlador o unidad de control a un aparato para ajustar el tratamiento que se refiere a suprimir, controlar, inhibir o de otro modo mitigar las precipitaciones de asfaltenos. Se prevé, también, que la presente invención se puede usar para supervisar asfaltenos en oleoductos que transportan petróleo de un lugar a otro y controlar los tratamientos necesarios.

Sumario de la invención

En un aspecto, la presente invención es un sistema para determinar la concentración relativa de asfaltenos en un fluido de formación a partir de mediciones directas en el propio lugar hechas en el fluido de formación recuperado de una formación de subsuelo, que comprende: una trayectoria de flujo de fluido para hacer circular fluido de formación recuperado de una formación de subsuelo; un sensor asociado con el fluido de formación en la trayectoria de flujo de fluido que proporciona datos correspondientes a la concentración relativa de asfaltenos en el fluido de formación en la trayectoria de flujo de fluido; y un procesador para determinar a partir de los datos la concentración relativa de asfaltenos en el fluido de formación.

En otro aspecto, la presente invención es un método para supervisar la concentración relativa de asfaltenos en un fluido de formación que comprende las operaciones de: determinar una concentración relativa de asfaltenos en un fluido de formación que pasa a través de una trayectoria de flujo de fluido para recuperar el fluido de formación a partir de una formación de subsuelo; hacer una determinación posterior de la concentración relativa de asfaltenos en el fluido de formación; y comparar las concentraciones relativas de asfaltenos en el fluido de formación; en el que las determinaciones de la concentración relativa de asfaltenos en el fluido de formación se hacen en el propio lugar, usando un procesador, en tiempo real o cerca de tiempo real.

En aún otro aspecto, la presente invención es un método para supervisar y controlar la precipitación de asfaltenos fuera de un fluido de formación que comprende las operaciones de determinar una concentración relativa de asfaltenos en un fluido de formación que pasa a través de una trayectoria de flujo de fluido para recuperar el fluido de formación a partir de una formación de subsuelo; hacer una determinación posterior de la concentración relativa de asfaltenos en el fluido de formación; y comparar las concentraciones relativas de asfaltenos en el fluido de formación; en el que las determinaciones de la concentración relativa de asfaltenos en el fluido de formación se hacen en el propio lugar, usando un procesador, en tiempo real o cerca de tiempo real, y que comprende adicionalmente bombear aditivos al fluido de formación cuando la diferencia en las concentraciones relativas de asfaltenos en el fluido de formación está fuera de un intervalo predeterminado.

Breve descripción de los dibujos

Para una comprensión detallada y una mejor apreciación de la presente invención, se debe hacer referencia a la siguiente descripción detallada de la invención y a las realizaciones preferidas, tomadas en unión con los dibujos que se acompañan.

La figura 1 es una ilustración esquemática de un sistema de emplazamiento de pozo para supervisar la cantidad de asfaltenos que alcanzan la cabeza de pozo e inyectar productos químicos en respuesta a las cantidades supervisadas según una realización de la presente invención.

La figura 2 muestra un espectro de absorbancia representativa correspondiente a diferentes cantidades de asfaltenos en xilenos.

La figura 3 muestra un espectro de absorbancia representativa de diferentes cantidades de asfaltenos en tolueno.

La figura 4 representa una correlación típica de la absorbancia medida con contenidos de asfaltenos en peso.

La figura 5 representa los efectos de ciertos disolventes en la concentración relativa de asfaltenos de una muestra de petróleo crudo y los cambios resultantes en los espectros de absorbancia UV de la muestra.

Descripción detallada de la realización preferida

La presente invención se refiere a un sistema y a un método para supervisar y controlar asfaltenos. El sistema se puede usar en un emplazamiento de pozo, en un oleoducto y en otros sitios en los que se producen, transportan, almacenan o usan fluido de formación, petróleo u otras mezclas complejas que contienen asfaltenos.

Se hace una primera medición directa de una primera concentración relativa de asfaltenos. Esta primera medición se compara con una segunda medición directa, que es segunda en el tiempo y/o en el espacio físico con relación a la primera medición, para analizar y determinar si existe una diferencia entre las dos mediciones. Si no existe ninguna diferencia o si la diferencia está dentro de un intervalo predeterminado, se envía una señal al controlador o controladores, que controla los tratamientos que tratan con asfaltenos, para mantener el tratamiento actual o existente.

Si la diferencia en mediciones está fuera del intervalo predeterminado, indica que una cantidad indeseable de asfaltenos ha precipitado y se mantiene atascada en algún sitio del orificio de pozo, del oleoducto, de la instalación de transporte o de almacenamiento, como puede ser el caso. Se sabe que los asfaltenos se pegan a diferentes superficies después de que precipitan fuera de la corriente de pozo, del flujo de petróleo, o en una instalación de almacenamiento. En este caso, una señal es enviada por el controlador o controladores para ajustar las regulaciones o regímenes a fin de controlar, impedir, inhibir o de otro modo mitigar la asfaltenos. Los ajustes se hacen según la naturaleza y cantidad de la diferencia. En la mayoría de los casos, se requieren productos químicos, aditivos y disolventes adicionales, o temperaturas superiores para reducir o eliminar precipitación adicional de asfaltenos fuera del fluido de formación.

Otro modo de determinar si hacer cambios o ajustes de un tratamiento, tal como una inyección de productos químicos, es comparar la concentración de asfaltenos en la trayectoria de flujo con una concentración de referencia. Preferiblemente, la referencia es una medición de los asfaltenos en una muestra de los fluidos en depósito o del petróleo crudo que está siendo producido o transportado, en el que la concentración de asfaltenos está a un nivel aceptable. Si la concentración relativa de asfaltenos en la trayectoria de flujo es significativamente menor que la concentración de referencia, es una indicación de que asfaltenos han precipitado fuera, requiriendo, así, cambios de tratamiento.

Se utilizan en el laboratorio muchos modos químicos, físicos y espectroscópicos diferentes de detectar y medir las concentraciones de asfaltenos en una mezcla compleja, tal como petróleo. Se prefieren mediciones de asfaltenos en el propio lugar, en tiempo real o sustancialmente en tiempo real, y se prevén, así, en la presente invención. Para fines de la presente invención, en el propio lugar significa muy próximo al fluido de formación que contiene asfaltenos que está siendo supervisado por la presente invención. Aunque cualquier método conocido para los expertos normales en la técnica de hacer tales mediciones se puede usar con la presente invención, se prefiere usar una sonda de reflexión total atenuada de fibra óptica y un espectrómetro ultravioleta/visible para medir directamente las cantidades de asfaltenos en una corriente de pozo, en un fluido de formación o en petróleo crudo midiendo las absorbancias en un intervalo de longitud de onda de aproximadamente 200 nm a aproximadamente 2.000 nm, y transmitir entonces los resultados a un circuito o unidad de reunión y procesamiento de datos, tal como una unidad basada en microprocesador o un computador para análisis de datos. Para los fines de la presente invención, el término ATR significa un dispositivo de reflectancia total atenuada que incluye una sonda y unos medios para medir la absorbancia de un material en contacto con la sonda.

Se prefiere una ATR para la práctica de la presente invención puesto que permite mediciones en laboratorio y mediciones directas en tiempo real de la absorbancia de fluido o líquido altamente opaco o coloreado dentro de un procedimiento. Los fluidos de formación, tales como petróleo crudo, que contienen asfaltenos son, normalmente, opacos y oscuros. Las sondas ATR útiles con la presente invención se pueden colocar en lugares diferentes en las trayectorias de flujo del fluido de formación para recoger los datos de concentración de asfaltenos, sea en un orificio de pozo, en un oleoducto o en otras conducciones de transferencia.

Las lecturas de los espectros de absorbancia de un fluido de formación típico, tal como una corriente de pozo, se hacen a una longitud de onda que varía desde aproximadamente 200 nm hasta aproximadamente 2.000 nm, conocidas, generalmente, como las regiones espectrales ultravioletas o UV, visibles o VIS y casi infrarrojas o NIR. Para la presente invención, un intervalo de longitud de onda preferido va desde aproximadamente 220 nm hasta aproximadamente 1.000 nm. Más preferiblemente, el intervalo de longitud de onda va desde aproximadamente 220 nm hasta aproximadamente 800 nm, y más preferiblemente desde aproximadamente 240 nm hasta aproximadamente 400 nm.

En la práctica de la presente invención, una muestra es analizada con una ATR en la que un haz de luz, una forma de onda electromagnética, desde una lámpara como fuente se envía a un sensor con una superficie expuesta colocada en contacto con el fluido de formación en una cámara y la luz transmitida se vuelve a enviar a un filtro/detector. Con conexiones apropiadas y con los instrumentos y la electrónica asociados, las señales de una absorbancia medida pueden ser transmitidas, convenientemente, usando fibras ópticas a una unidad de control para almacenamiento, análisis y/o comparaciones de datos espectrales. El espectro de absorbancia obtenido usando una ATR se analiza y compara con la ayuda de programas de ordenador adecuados u otra unidad de procesamiento. La longitud de la trayectoria puede variar, dependiendo de la longitud de onda de la luz usada. Una curva de correlacción o calibración se puede establecer, ex situ, para determinar las cantidades de asfaltenos en el fluido de formación como una función de la absorbancia. Se pueden hacer calibraciones periódicas, in situ o ex situ, para determinar la precisión de las mediciones, así como las correlaciones. Además, las mediciones de asfaltenos se pueden hacer con referencia al aire, al tolueno, a xilenos o a otros materiales adecuados.

Es importante que la sonda ATR se seleccione de manera que se pueda usar en la aplicación de la presente invención. Por ejemplo, en un orificio de pozo, una sonda puede estar expuesta a condiciones corrosivas y a altas temperaturas y/o presiones. La óptica de la sonda debería ser tal que no se descompusiera ni llegara a ocluirse. Por ejemplo, preferiblemente, la óptica de una sonda útil con la presente invención está hecha de zafiro.

La absorbancia de asfaltenos en un fluido de formación se puede expresar de modos diferentes. Se puede determinar en datos de punto único en una longitud de onda seleccionada, en una pluralidad de longitudes de onda dentro del intervalo descrito en esta memoria, como un espectro completo entre dos longitudes de onda o como una combinación de las mismas.

Para un sistema de la presente invención, se prefiere que existan al menos dos sondas para obtener al menos dos señales directas de medición ATR. Por ejemplo, en caso de que un sistema de la presente invención esté siendo usado para supervisar un pozo de petróleo, se coloca al menos una sonda en el flujo de fluido recuperado en el emplazamiento de pozo en una trayectoria de flujo de fluido antes de recoger el fluido de formación para procesamiento o transporte. Existe, típicamente, un procesador en el propio lugar para manipular los datos. Los datos obtenidos a partir de mediciones directas de ATR de contenidos de asfaltenos en el fluido de formación que entran en las perforaciones del orificio de pozo, que existen en la cabeza de pozo y en una trayectoria de flujo de fluido son recogidas, analizadas y comparadas. Los datos de la sonda se procesan en el emplazamiento de pozo para determinar la concentración de asfaltenos en el fluido, que se comparan con la cantidad esperada.

La comparación de concentraciones relativas de asfaltenos se puede conseguir usando un procesador. La cantidad esperada se puede determinar del análisis de muestras de fluido anteriores y/o de modelado. Si la cantidad de asfaltenos en el fluido de formación retirado en la cabeza de pozo es menor que la cantidad esperada, se puede inferir, razonablemente, que (a) algunos asfaltenos han precipitado y se han separado fuera del fluido de formación entre las perforaciones, en las que el fluido de formación entra en el orificio de pozo y en la cabeza de pozo; y (b) los asfaltenos se han pegado a alguna superficie o han llegado a acumularse en ciertos sitios en el orificio de pozo o en otros lugares del pozo. Dependiendo de cuántos de los asfaltenos han precipitado, puede existir la necesidad de cambiar o ajustar diversos tratamientos de mitigación, de control o de inhibición, tales como inyecciones de aditivos o cambio de temperaturas. Aunque no es deseable ninguna precipitación, puede existir un intervalo dentro del que se puede tolerar precipitación. En vez de analizar muestras de fluido y/o de modelado para determinar la concentración esperada de asfaltenos en un fluido de formación, se puede colocar una segunda sonda ATR cerca de la zona de producción en el orificio de pozo para proporcionar una medida directa de los asfaltenos que entran en el orificio de pozo. La comparación de las mediciones del fondo de pozo y de la superficie proporciona una medida precisa de la cantidad de asfaltenos que precipitan fuera de la solución en el orificio de pozo y la acción correctiva requerida para aliviar tal precipitación. El mismo equipo de superficie se puede utilizar para procesar datos de la sonda ATR del fondo de pozo.

Para un sistema que supervisa un oleoducto que transporta petróleo crudo, se prefiere que existan, también, al menos dos sondas ATR. Se prefiere que al menos una primera sonda esté colocada en un lugar para medir un primer contenido de asfaltenos aguas arriba en el sistema de transporte de oleoductos. Se prefiere, también, que exista al menos una segunda sonda aguas abajo de la primera sonda para medir un segundo contenido de asfaltenos. Está dentro del alcance de la presente invención que se usen una pluralidad de sondas para supervisar un oleoducto largo y/o su equipo asociado a fin de determinar (a) si han precipitado los asfaltenos; (b) dónde han precipitado los asfaltenos; (c) si se necesita o se tiene que cambiar un tratamiento; y (d) cuál es un nivel apropiado de tratamiento.

Como se ha descrito con anterioridad, pueden existir una pluralidad de sondas para supervisar las concentraciones de asfaltenos en el mismo pozo u oleoducto. Está, también, dentro de la realización de la presente invención, tener una pluralidad de sondas que supervisan varios pozos u oleoductos al mismo tiempo. La absorbancia medida y las señales correspondientes se pueden enviar a la misma o a diferente unidad de procesamiento de datos, que compara las señales para determinar si existe una diferencia en los contenidos de asfaltenos entre los del fluido de formación que entra en el orificio de pozo u oleoducto y los de otros sitios en el pozo u oleoducto. Si no existe ninguna diferencia o la diferencia es pequeña y dentro de un intervalo predeterminado, se envían órdenes a uno o más controladores que mantienen el tratamiento actual sin ningún cambio. Si la diferencia es mayor que el intervalo predeterminado, se envían órdenes al controlador o controladores para ajustar su salida o salidas a fin de cambiar los tratamientos actuales de acuerdo con la diferencia. Ejemplos de tratamiento incluyen inyecciones de aditivos, inyecciones de disolventes, que se pueden considerar, también, como productos químicos o aditivos también para la presente invención, ajuste de las temperaturas de tubos, de válvulas y de otro equipo diverso, o de combinaciones de los mismos.

Existen otras referencias que se pueden usar para determinar la diferencia en concentraciones de asfaltenos. Una de tales referencias es una cifra calculada. Esta cifra se puede obtener por métodos tales como un cálculo teórico, por extrapolación o interpolación de una curva de calibración, y por otros. Otra referencia, y la preferida, es un análisis de laboratorio de los asfaltenos en el fluido real a supervisar. Si es difícil o no económico colocar una sonda en el fondo del pozo un muestreo y análisis intermitentes del fluido de formación en el orificio de pozo son una referencia aceptable de la presente invención. Está, también, dentro de la realización de la presente invención usar un análisis previo del mismo o de un sistema diferente de supervisión como referencia para determinar la diferencia de concentraciones de asfaltenos.

En la práctica de la presente invención, un intervalo predeterminado para un cambio en la concentración relativa de asfaltenos de un fluido se usa para acciones de disparo o de no disparo para controlar la precipitación de asfaltenos de un fluido de formación. Este intervalo predeterminado se puede prescribir de muchos modos diferentes o, incluso, en una combinación de modos, puesto que depende del punto al que precipiten los asfaltenos de un fluido de formación que, a su vez, está sometido a varios factores. Los factores que afectan a la precipitación de asfaltenos incluyen la composición del fluido de formación, la concentración de asfaltenos en el fluido particular de formación, las fluctuaciones del contenido de asfaltenos en el fluido de formación, el equipo, la historia del pozo, la precisión del ATR usado, la experiencia de funcionamiento de una instalación particular de pozo o de oleoducto o de almacenamiento, la eficacia de un tratamiento particular para una instalación de pozo o de oleoducto o de almacenamiento, y de muchos otros factores.

Un ejemplo de un modo en el que se puede fijar un intervalo predeterminado es a partir de una experiencia de funcionamiento de que es aceptable cierto nivel de asfaltenos encontrado en el fluido de formación medido en la cabeza de pozo, incluso aunque sea diferente del nivel detectado en el orificio de pozo. Es posible, también, fijar el intervalo predeterminado fijando un porcentaje relativo de cambio. Para la presente invención, un intervalo predeterminado adecuado, sobre una base relativa, es una diferencia en la concentración relativa de asfaltenos dentro de aproximadamente el 15%. Por ejemplo, si la concentración de referencia de asfaltenos es el 4% en peso, una concentración medida de asfaltenos del 3,2% en peso en el fluido de formación en la cabeza de pozo dispararía un cambio del tratamiento, puesto que representa un cambio relativo del 20%. Alternativamente, un cambio del \pm 0,5% en peso se puede usar como un intervalo predeterminado. En el ejemplo anterior del 4% en peso, una concentración de asfaltenos entre el 3,5% en peso y el 4,5% en peso medida en el fluido de formación en la cabeza de pozo no dispara una orden para cambiar el tratamiento actual de control de asfaltenos. Está, también, dentro de la realización de la presente invención no usar un intervalo fijo. En otras palabras, el intervalo puede tener que ser cambiado para reflejar la experiencia de adición ganada durante el funcionamiento o los cambios en los métodos de tratamiento, el cambio en el proceso de producción, etc.

Puesto que todas las operaciones y mediciones de la presente invención no necesitan de la intervención de un operario, excepto para verificar la precisión de los sensores o sondas, la presente invención se puede automatizar con dispositivos informáticos apropiados, tales como computadores, transmisores y receptores de señales, programas o software computacional para realizar los cálculos y comparaciones de datos necesarios, y otros dispositivos mecánicos necesarios, que pueden ser controlados no manualmente cuando reciben diversas órdenes, instrucciones o señales electromagnéticas, eléctricas, electrónicas o mecánicas.

Aunque los sensores o sondas se usan para proporcionar mediciones directas en tiempo real de asfaltenos, no se requiere o necesita que las mediciones se hagan continuamente. Para la presente invención, los sensores o sondas pueden ser hechos funcionar de muchos modos diferentes, continuo, semicontinuo, intermitente, por lotes o en una combinación de los mismos. La composición del fluido de formación y los cambios en la composición, la experiencia de funcionamiento y el requisito de mantenimiento son algunos de los factores que influyen en la elección de con qué frecuencia se hacen las mediciones. Además, está, también, dentro del alcance de la presente invención que se pueda transmitir una señal diferente a una máquina o computador o a alguna otra forma de unidad de procesamiento de datos, es decir, a un procesador, en un lugar a distancia y, en respuesta a la diferencia observada, una decisión de ajustar la salida de un aparato para un tratamiento particular se envía a ese aparato directamente o de vuelta al controlador, que envía entonces una orden apropiada al aparato.

Una descripción paso a paso de una realización de acuerdo con la presente invención se hace con referencia a la figura 1. La figura 1 es un diagrama esquemático de un sistema 100 en el que se supervisan los asfaltenos con uno o dos sensores, uno situado en la cabeza de pozo superficial y el otro en el orificio de pozo adyacente al punto de entrada del fluido de formación al orificio de pozo. Los asfaltenos están controlados por un tratamiento que usa inyecciones de aditivos o de disolventes. El sistema 100, en un aspecto, se muestra que incluye un pozo 11 con una carcasa superior 65 que se extiende una corta distancia bajo la superficie 12 y un revestimiento interior 55 que se extiende en la profundidad 13 del pozo, incluye varios sensores 5 del fondo de pozo para supervisar la capacidad del pozo 11 y otras propiedades del fluido de formación 20 desde la formación 15 de producción, que circula a través de múltiples perforaciones 25, pasando por tamices 30 a una tubería 60 de producción. Un obturador inferior 10 y un obturador superior 40 en el interior del anillo 70 debajo y encima de las perforaciones 25 aíslan la zona 15 de producción. Los tamices 30 ayudan a separar por filtración partículas sueltas y otros sólidos en el fluido de formación 20. El fluido 50 del orificio de pozo circula hacia arriba en el interior de la tubería 60 de producción. Un sensor ATR 35 está dispuesto en las perforaciones 25 adyacentes al orificio de pozo para proporcionar una medición directa de la cantidad de asfalteno en los fluidos de formación que entran en el orificio de pozo 11. El sensor 35 está conectado con un enlace 45 de comunicación de datos/energía del fondo de pozo, que envía una señal 190 a un controlador 145 del emplazamiento de pozo. La luz ATR 185 adecuada en las regiones UV, VIS y/o NIR se suministra al sensor ATR 35 desde el controlador 145 del emplazamiento de pozo a través de un enlace 45.

Una vez que el fluido 120 de pozo alcanza la superficie 12, pasa a través de la superficie 140 expuesta de un sensor ATR 125 de medición de asfaltenos antes de entrar en una unidad 130 de tratamiento de hidrocarburos del emplazamiento de pozo. La salida de la unidad 130 de tratamiento de hidrocarburos se descarga al oleoducto 135 o a otros sistemas de transporte adecuados.

Las señales desde el sensor ATR 125 se envían al controlador (procesador) 145 del emplazamiento de pozo, que interactúa con diversos programas y modelos 150. El controlador 145 del emplazamiento de pozo determina la cantidad o concentración de los asfaltenos presentes en la corriente 120 de pozo basándose en programas proporcionados al mismo. El controlador 145 compara las cantidades medidas directamente con la cantidad esperada. Si se utiliza un sensor del fondo de pozo, tal como el sensor 35, entonces, el controlador 145 que utiliza los programas 150, correlaciona las señales 190 desde el sensor 35 con la señal 195 desde 140 a las concentraciones correspondientes de asfaltenos en el fluido 120 de pozo en la cabeza de pozo y al fluido 50 de pozo cerca de las perforaciones 25 en el orificio de pozo. Basándose en estas comparaciones o correlaciones, los programas y modelos 150 determinan, también, si (a) son diferentes; (b) si la diferencia excede un intervalo predeterminado; y (c) cómo se necesita un ajuste de tratamiento, si lo hay, en respuesta a la diferencia. Si no existe ninguna diferencia o la diferencia no excede el intervalo predeterminado, entonces, el controlador 145 no hace ningún ajuste o cambio a la velocidad de la bomba 110 proporcionando aditivos 105 desde una fuente 106. Si la diferencia excede el intervalo, el controlador 145 cambia la velocidad de la bomba 110 para ajustar la cantidad del producto químico 105 a las cantidades deseadas aumentando o disminuyendo la cantidad de aditivos desde la fuente 105 de aditivos para suprimir, controlar o mitigar la precipitación y separación excesivas de asfaltenos. Los productos químicos 105 se descargan al pozo 116 a través de una conducción a una profundidad adecuada, usualmente adyacente a las perforaciones.

Un medidor 115 de precisión, tal como un medidor de nutación o de desplazamiento positivo, en la conducción 117 de suministro de aditivos proporciona al controlador 145 mediciones para la cantidad de aditivo 105 que se está suministrando al pozo 11. Opcionalmente, se puede enviar información desde el controlador 145 del emplazamiento de pozo al controlador (procesador) 160 a distancia, que interactúa con diversos programas y modelos 170. Justamente como 150, los programas y modelos 170 correlacionan señales 190 desde el sensor 35 con la señal 195 desde 140 a las concentraciones correspondientes de asfaltenos en el fluido 120 de pozo en la cabeza de pozo y al fluido 50 de pozo cerca de las perforaciones 25 en el orificio de pozo. Basándose en estas correlaciones, programas y modelos 170 determinan, también, si (a) son diferentes; (b) si la diferencia excede un intervalo (valor) predeterminado; y (c) cómo se necesita un ajuste de tratamiento, si lo hay, en respuesta a la diferencia. Se envían instrucciones 165 apropiadas, en respuesta a las mediciones, al controlador 145 del emplazamiento de pozo, que transmite estas instrucciones a la bomba 110 y/o al medidor 115.

Todas las señales y/o instrucciones desde computadores o controladores pueden ser comunicadas a través de métodos usuales, tales como apropiados cables, fibras ópticas, etc. Alternativamente, comunicaciones inalámbricas están, también, dentro de la realización de esta invención. Todas las mediciones, comparaciones y otras operaciones se pueden automatizar con la ayuda de dispositivos apropiados. El sistema 100 puede ser un sistema totalmente automatizado. Es posible, también, tener intervención manual por un operario en el emplazamiento de pozo y/o en el lugar a distancia. Además, en el caso de que se use un controlador (procesador) 160 a distancia, los programas 170 y 150, que residen en el mismo o en diferentes sistemas informáticos, se pueden usar como una operación de carga de seguridad recíproca.

Como se ha descrito previamente, es opcional tener una pluralidad de fuentes químicas y las bombas respectivas, y dispositivos de medición para administrar aditivos o productos químicos o disolventes diferentes. Estos pueden ser controlados individualmente o de acuerdo entre sí por uno o más controladores, tales como 145 y 160. Está, también, dentro del alcance de la presente invención usar los mismos o diferentes controladores (procesadores) 145 y 160 en el emplazamiento de pozo (en el propio lugar) y/o a distancia para controlar el funcionamiento de dos o más pozos al mismo tiempo.

Se ha de señalar además que mientras que una parte de la descripción anterior está dirigida a algunas realizaciones preferidas de la invención o a realizaciones representadas por los dibujos que se acompañan, diversas modificaciones serán evidentes para y apreciadas por los expertos en la técnica. Se pretende que todas estas variaciones dentro del alcance de las reivindicaciones estén abarcadas por la descripción anterior.

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Ejemplos

Los siguientes ejemplos se proporcionan para ilustrar la presente invención. Los ejemplos no se pretende que limiten el alcance de la presente invención y no se deberían interpretar así. Las cantidades están en partes de peso o en porcentajes de peso a menos que se indique de otro modo.

Ejemplo 1

Mediciones de laboratorio que utilizan un espectrofotómetro de UV/visible y una sonda ATR de fibra óptica, con aire como referencia, se usan para determinar la absorbancia como una función de la longitud de onda para diferentes concentraciones de asfalteno en petróleo crudo. Se obtiene el espectro A con un crudo de Alaska con el 5% en peso de asfaltenos; el espectro B, una mezcla sintética del 2,7% en peso de asfaltenos en xilenos; y el espectro C, un crudo de Luisiana que tiene aproximadamente el 0,5% en peso de asfaltenos. Los espectros A-C, figura 2, muestran que existe una correlación monotónica entre las concentraciones de asfaltenos y las absorbancias ATR en un intervalo de longitud de onda de desde aproximadamente 220 nm hasta aproximadamente 400 nm.

Ejemplo 2

El ejemplo 2 se lleva a cabo de manera similar al ejemplo 1, excepto en que las diversas muestras se miden con tolueno como referencia. Los espectros D, E y F con ATR se obtienen con el 3% en peso, el 2% en peso y el 1% en peso de asfaltenos en petróleo crudo, respectivamente. Los resultados se muestran en la figura 3. Los espectros en la figura 3 muestran, también, que existe una correlación monotónica entre las concentraciones de asfaltenos y las absorbancias ATR en un intervalo de longitud de onda de desde aproximadamente 220 nm hasta aproximadamente 550 nm. Estos experimentos descritos anteriormente en las figuras 2 y 3 indican la idoneidad de una sonda ATR para medir directamente la concentración de asfaltenos en fluidos de formación que contienen petróleo.

Ejemplo 3

Se extraen asfaltenos de una muestra en crudo mediante precipitación con heptano. Los asfaltenos extraídos se añaden a una muestra de petróleo crudo y la absorbancia medida con la sonda a 233 nm. El crudo contenía originalmente el 0,44% de asfaltenos. El trazado resultante de asfaltenos en % vs. absorbancia produce una correlación lineal con un R^{2} = 0,9959. Los resultados se presentan a continuación en la Tabla 1 y en forma gráfica en la Fig. 4.

TABLA 1

\catcode`\#=12\nobreak\centering\begin{tabular}{|c|c|}\hline 
Absorbancia a 233 nm  \+ % Total de asfaltenos de la muestra
\\\hline  0,3529  \+ 0,54 \\\hline  0,3833  \+ 0,94 \\\hline  0,4312
 \+ 1,44 \\\hline  0,5389  \+ 2,44 \\\hline  0,7719  \+ 5,44
\\\hline\end{tabular}\par\vskip.5\baselineskip

Ejemplo 4

Tres disolventes: cloroformo, tolueno y heptano, se seleccionan para ser añadidos a una muestra de petróleo crudo. El cloroformo no tiene ningún efecto sobre los asfaltenos en el petróleo crudo. El tolueno disuelve los asfaltenos. El heptano precipita los asfaltenos del petróleo crudo. Se mide la absorbancia UV de la muestra de petróleo crudo, se añade el 5 y el 10 por ciento de cloroformo a la muestra y la absorbancia medida de nuevo con muy poco cambio en absorbancia. Se añade el 5 y el 10 por ciento de tolueno a una muestra del mismo petróleo crudo. Las medidas de absorbancia aumentan, indicando un aumento en el contenido de asfaltenos disueltos. Se añade el 5 y el 10 por ciento de heptano a una muestra del mismo petróleo crudo. La absorbancia disminuye, indicando una disminución en la cantidad de contenido de asfaltenos disueltos de la muestra. Los resultados se presentan a continuación en la Tabla 2 y gráficamente en la figura 5.

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TABLA 2

\catcode`\#=12\nobreak\centering\begin{tabular}{|l|c|c|}\hline 
Muestra  \+ Lectura de la sonda  \+ Lectura de la sonda \\   \+
(Absorbancia a 233nm)  \+ (Absorbancia a 254nm) \\\hline  Crudo +
10% de tolueno  \+ 1,769  \+ 1,274 \\\hline  Crudo + 5% de tolueno 
\+ 1,707  \+ 1,185 \\\hline  Crudo (solo)  \+ 1,605  \+ 1,113
\\\hline  Crudo + 5% de cloroformo  \+ 1,612  \+ 1,154 \\\hline 
Crudo + 10% de cloroformo  \+ 1,584  \+ 1,107 \\\hline  Crudo + 5%
de heptano  \+ 1,469  \+  0,9687 \\\hline  Crudo + 10% de heptano 
\+ 1,312  \+ 0,8170
\\\hline\end{tabular}\par\vskip.5\baselineskip

Claims

1. Un sistema (100) para determinar la concentración de asfaltenos en un fluido de formación a partir de mediciones directas en el propio lugar hechas en el fluido de formación recuperado de una formación (11) de subsuelo, que comprende:

una trayectoria de flujo de fluido para hacer circular fluido de formación recuperado de una formación de subsuelo;

un sensor (35) asociado con el fluido de formación en la trayectoria de flujo de fluido que proporciona datos correspondientes a la concentración de asfaltenos en el fluido de formación en la trayectoria de flujo de fluido; y

un procesador (145) para determinar a partir de los datos la concentración de asfaltenos en el fluido de formación;

caracterizado porque el sensor es una sonda de reflectancia total atenuada de fibra óptica.

2. El sistema de la reivindicación 1, en el que la trayectoria de flujo de fluido es un orificio de pozo.

3. El sistema de la reivindicación 1, en el que la trayectoria de flujo de fluido es un oleoducto.

4. El sistema de la reivindicación 1, en el que el procesador hace determinaciones de concentración en tiempo real de asfaltenos en el fluido de formación.

5. El sistema de la reivindicación 1, en el que la sonda de reflectancia total atenuada de fibra óptica tiene una superficie expuesta en contacto con el fluido de formación en la trayectoria de flujo de fluido.

6. El sistema de la reivindicación 5, en el que el procesador determina absorbancia a partir de los datos del sensor en función de la longitud de onda.

7. El sistema de la reivindicación 6, que comprende además una unidad de inyección de productos químicos para inyectar al menos un producto químico al fluido de formación antes de hacer circular el mismo a través de la trayectoria de flujo de fluido.

8. El sistema de la reivindicación 7, en el que el procesador hace que la unidad de inyección de productos químicos cambie la cantidad del producto químico inyectado si se determina que la concentración de asfaltenos está fuera de un intervalo predeterminado.

9. El sistema de la reivindicación 8, en el que la unidad de inyección de productos químicos comprende:

una fuente del producto químico (105);

una bomba (110) para bombear producto químico al fluido de formación; y

un medidor (115) para medir la cantidad de la inyección de producto químico al fluido de formación.

10. El sistema de la reivindicación 9, que comprende además un procesador a distancia que está en comunicación con un procesador en el propio lugar, proporcionando el procesador a distancia instrucciones al procesador en el propio lugar para el control de la unidad de inyección de productos químicos.

11. El sistema de la reivindicación 1, en el que el sensor es un primer sensor y comprende además un segundo sensor colocado en el flujo del fluido de formación en un lugar aguas arriba del primer sensor.

12. El sistema de la reivindicación 11, en el que el primer sensor está en la superficie y el segundo sensor está situado en el orificio de pozo.

13. El sistema de la reivindicación 11, en el que los sensores primero y segundo están situados en un oleoducto que lleva el fluido de formación.

14. Un método para supervisar la concentración de asfaltenos en un fluido de formación, que comprende las operaciones de:

determinar una concentración de asfaltenos en un fluido de formación que pasa a través de una trayectoria de flujo de fluido para recuperar el fluido de formación a partir de una formación de subsuelo;

hacer una determinación posterior de la concentración de asfaltenos en el fluido de formación; y

comparar las concentraciones de asfaltenos en el fluido de formación; en el que las determinaciones de la concentración de asfaltenos en el fluido de formación se hacen en el propio lugar, usando un procesador en tiempo real o casi en tiempo real;

caracterizado porque la concentración de asfaltenos en un fluido de formación es determinada por el procesador usando datos a partir de una sonda de reflectancia total atenuada de fibra óptica.

15. El método de la reivindicación 14, que comprende adicionalmente bombear aditivos al fluido de formación cuando la diferencia en las concentraciones de asfaltenos en el fluido de formación está fuera de un intervalo predeterminado.

16. El método de la reivindicación 15, en el que los datos a partir de una sonda de reflectancia total atenuada de fibra óptica son datos de absorbancia UV.

17. El método de la reivindicación 16, en el que los datos de absorbancia UV son absorbancia en el intervalo de desde aproximadamente 220 nm hasta aproximadamente 800 nm.

18. El método de la reivindicación 17, en el que los datos de absorbancia UV son absorbancia en el intervalo de desde aproximadamente 220 nm hasta aproximadamente 400 nm.