MX2012009724A - Sistema y metodos para evaluar inhibidores de deposicion de asfalteno. - Google Patents
Sistema y metodos para evaluar inhibidores de deposicion de asfalteno.Info
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Abstract
Se divulgan métodos para determinar la efectividad de un inhibidor de deposición de asfalteno en aplicaciones de campo petrolífero. Tales métodos que comprenden típicamente las etapas de introducir un fluido de pozo de petróleo en un sistema microfluídico/milifluídico; introducir una mezcla de un inhibidor de deposición de asfalteno y un portador en el sistema microfluídico/milifluídico; introducir un agente de precipitación, típicamente que comprende heptano, en el sistema microfluidico/milifluídico; e introducir opcionalmente tolueno en el sistema microfluídico/milifluidico; luego observar la presencia o ausencia de agregación de asfalteno dentro del sistema microfluídico/milifluidico.
Description
SISTEMAS Y MÉTODOS PARA EVALUAR INHIBIDORES DE DEPOSICIÓN DE
ASFALTENO
CAMPO DE LA INVENCIÓN
La presente invención se relaciona a sistemas y métodos para evaluar inhibidores de deposición de asfalteno potenciales y más particularmente a un proceso en el sitio o cercano al sitio mejorado para someter a prueba inhibidores' potenciales de deposición de asfalteno en petróleo crudo y similares .
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN
El petróleo crudo contiene típicamente uno o más sólidos tales como asfáltenos, ceras que incluyen parafinas, hidratos e incrustaciones, entre otros. Además, en la producción de aceite, generalmente en algún punto el aceite tal como petróleo crudo se transporta en forma líquida a través de tramos largos de tubos. La deposición de estos sólidos del petróleo crudo sobre las superficies interiores de los tubos puede tener un impacto drástico y negativo en el flujo de aceite a través de estos tubos.
Los asfáltenos, en particular, constituyen una de las fracciones más polares del petróleo crudo, y frecuentemente precipitarán en un esfuerzo externo tales como cambios de temperatura, presión y/o de composición en el aceite (que resultan del mezclado o procesamiento físico/químico) . Los asfáltenos precipitan frecuentemente, junto con otros sólidos tales como ceras de parafina, cuando el petróleo crudo se transporta a través de un tubo, tal como desde una estructura geológica hasta una boca de pozo a través de una tubería de producción o de una boca de pozo o un buque de almacenamiento a una refinería a través de una tubería. Los depósitos de asfalteno pueden taponar tubulares pozo abajo, pozos de perforación, obstruyen tubos e interfieren con el funcionamiento del equipo separador. Los asfáltenos precipitados no son deseables, ya que pueden ensuciar y conducir al ensuciamiento del equipo de proceso.
Bajo muchas condiciones, los sólidos presentes en un fluido permanecerán disueltos en el fluido. Sin embargo, cuando se presenta la deposición en un tubo, es generalmente indeseable debido a que los sólidos depositados pueden por lo menos bloquear parcialmente el tubo y conducir a la reducción en el gasto de flujo del fluido en el tubo y requieren limpieza costosa y consumidora de tiempo del tubo para restaurar el gasto de flujo aceptable máximo o mínimo del fluido .
Los asfáltenos son generalmente compuestos poliaromáticos y variablemente sustituidos con grupos alquilo, junto con heteroátomos tales como oxígeno, nitrógeno, y azufre y átomos de metal (tales como Ni, V, o Fe) .
Los asfáltenos se encuentran usualmente en petróleos crudos pesados y refinería normalmente en altas cantidades, y permanecen suspendidos en solución debido a su tamaño pequeño y los efectos de solvatacion posibles de otros tipos de moléculas en el aceite de petróleo o corriente. Estas estructuras de varias moléculas son referidas algunas veces como partículas de asfalteno. Las partículas de asfalteno son generalmente más pequeñas que veinte nanómetros en tamaño, pero esto puede variar dependiendo de varios factores tal como su concentración en el aceite.
Se sabe que los asfáltenos insolubles pueden precipitarse cuando dos o más petróleos crudos de petróleo no procesados y/o corrientes de proceso de refinería se mezclan conjuntamente, tal que los asfáltenos insolubles forman agregados de asfalteno, o grandes agrupamientos precipitados de partículas y moléculas de asfalteno que se pegan debido a una interacción atractiva. Se cree que esto se refuerza cuando el aceite de petróleo no polar y/o corriente de proceso de refinería se mezclan en el aceite que contienen los asfáltenos. Estos agregados algunas veces se pueden observar sin ayuda a simple vista, y son típicamente de manera física y ópticamente más densos que la mezcla de aceite circundante de la cual se precipitan. Estos agregados tienden a sedimentarse lentamente.
BREVE DESCRIPCIÓN OE LA INVENCIÓN
La presente invención se describirá con mayor detalle, la cual en un aspecto es un método para determinar la efectividad de un inhibidor de deposición de asfalteno potencial en aplicaciones de campo de petróleo que comprenden las etapas de a) obtener una muestra de petróleo crudo e introducir la muestra en un sistema microfluidico/milifluidico; b) introducir un primer fluido que comprende una mezcla de un inhibidor de deposición de asfalteno potencial y fluido portador en el sistema microfluidico/milifluidico; c) introducir un segundo fluido que comprende un agente de precipitación en el sistema microfluidico/milifluidico; e d) introducir un tercer fluido que comprende un solvente aromático en el sistema microfluidico/milifluidico; en donde al hacer contacto el primer fluido, segundo fluido y el tercer fluido con la muestra permite la observación de la agregación de asfalteno.
En una modalidad, el sistema microfluidico/milifluidico comprende un dispositivo microfluidico/milifluidico conectado operablemente al dispositivo de observación y el pozo de mezclado donde se combinan el primero, segundo y tercer fluido. El sistema microfluidico/milifluidico se puede conectar operablemente a una unidad de procesamiento. La unidad de procesamiento, tal como una computadora, se puede operar por un usuario para regular el flujo del primero, segundo y/o tercer fluido en el pozo de mezclado. La unidad de procesamiento se puede operar por un usuario para regular el flujo del primero, segundo y/o tercer fluido el dispositivo microfluidico/milifluidico . El dispositivo de observación puede ser cualquier dispositivo adecuado para observar la combinación de uno o más fluidos y la muestra de petróleo crudo, y el cual se conecta operablemente a la unidad de procesamiento. Típicamente, el dispositivo de observación es un microscopio que puede aumentar y puede iluminar la combinación. La unidad de procesamiento es capaz de capturar una imagen de la combinación (fluido(s) y muestra de petróleo crudo).
La unidad de procesamiento se puede operar para regular el flujo de fluidos individuales en el pozo de mezclado. Por ejemplo, esto se puede lograr a través de la regulación de la presión ejercida en una jeringa que aloja cada fluido.
En una modalidad, el primer fluido se pone en contacto con la muestra antes de que el segundo fluido haga contacto con la muestra. En otra modalidad, el primero y tercer fluido se pone en contacto con la muestra antes de que el segundo fluido haga contacto con la muestra. En todavía otra modalidad, el segundo y/o tercer fluido se ponen en contacto con la muestra antes de que el primer fluido haga contacto con la muestra. En todavía otra modalidad, el segundo y/o tercer fluido se ponen en contacto con la muestra antes de que el primer fluido haga contacto con la muestra.
Se entiende que cualquiera del primero, segundo o tercer fluido se puede poner en contacto con la muestra en cualquier orden o simultáneamente, como se desee. O, alternativamente, cualquiera del primero, segundo y/o tercer fluido se puede poner en contacto entre si antes de ponerlos en contacto con la muestra.
El proceso de la presente invención permite la determinación, en un periodo de tiempo corto, si un inhibidor de asfalteno posible es factible. Además, el proceso de la presente invención solo requiere pequeñas cantidades (por ejemplo mililitros o microlitros) de una muestra de petróleo crudo y los fluidos ya mencionados para llevar a cabo una evaluación de un inhibidor de asfalteno potencial. De esta manera, contrario al método de la técnica anterior para determinar el inhibidor de asfalteno, la presente invención permite un tiempo de respuesta mínimo, tamaño de muestra nominal, y uso de bajas cantidades y concentraciones de muestras de petróleo crudo. La presente invención también permite la evaluación en el sitio o cerca del sitio y la optimización de los fluidos de tratamiento, fluidos de formación, y otros fluidos utilizados en el proceso de producción de aceite. La presente invención se puede incorporar como una herramienta de mesa en el sitio o herramienta cercana al sitio.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS
La Fig. 1 es un diagrama esquemático ejemplar de una modalidad utilizada para clasificar inhibidores de asfalteno potenciales, en donde los solventes, inhibidores, petróleo crudo se programan para ser inyectados en reactores más pequeños y la agregación se supervisa y se registra a través de un microscopio.
DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LAS MODALIDADES PREFERIDAS
El petróleo crudo de formaciones geológicas contiene comúnmente sólidos, típicamente como una o más de ceras, asfáltenos, azufre, minerales (por ejemplo, incrustaciones), e hidratos. Cuando el petróleo crudo se transporta a través de tubería, por ejemplo, desde una formación geológica hasta una boca de pozo o desde una boca de pozo o un buque de almacenamiento a una refinería a través de tubería, los cambios en la presión, temperatura, composición, etc., (u otros parámetros del petróleo crudo fluyente) pueden conducir a la deposición de sólidos sobre las paredes y superficies del tubo.
Precipitación significa la formación de una fase sólida fuera de una fase líquida y, como se utiliza en la presente, se refiere a la aglomeración de sólidos mientras que permanecen suspendidos en la fracción de fluido a granel. Deposición significa la formación y crecimiento de una capa del sólido precipitado sobre una superficie y, como se utiliza en la presente, se refiere a la disolución de la suspensión de los sólidos aglomerados y el recubrimiento resultante de los materiales aglomerados sobre la pared interior del tubo o tubería. Agregación, como se utiliza en la presente, puede referirse la precipitación o. deposición, o, alternativamente, a una combinación de precipitación y deposición.
Los sólidos depositados que incluyen asfalteno pueden conducir a reducciones en el gasto de flujo del petróleo crudo u otro fluido en el tubo y pueden requerir limpieza consumidora de tiempo, así como también cierre del tubo para restaurar el gasto de flujo máximo, que puede ser muy costoso. El conocimiento de los parámetros en los cuales la precipitación o deposición probablemente van a presentarse en una muestra de un petróleo crudo particular, así como también el uso de inhibidores de deposición tales como inhibidores de deposición de asfalteno, pueden minimizar la reducción en el gasto de flujo del petróleo crudo.
La efectividad de los inhibidores para la deposición de asfalteno han incluido tradicionalmente condiciones en el fondo del pozo o dispositivos complicados, y la clasificación a través de tales procesos es generalmente lenta (típicamente tomando una semana o más tiempo) y solo permite la clasificación de uno o pocos inhibidores de asfalteno a la vez. Muchas de las técnicas de la técnica anterior son para condiciones pozo abajo. Estas condiciones (alta presión y temperatura) hacen la clasificación de alto rendimiento casi imposible. Además, puesto que la composición de petróleo crudo puede variar grandemente de formación subterránea a formación subterránea, o de pozo de aceite a pozo de aceite, es difícil predecir que un cierto inhibidor de deposición de asfalteno será efectivo en cualquier sitio particular. Es frecuentemente una tarea laboriosa para muestrear el petróleo crudo de un sitio particular o pozo, y después someter a prueba esa muestra utilizando métodos convencionales, que pueden tomar hasta una semana.
De esta manera, la presente invención trata la necesidad por un método mejorado para la prueba de petróleo crudo de un sitio particular para compatibilidad con efectividad de uno o más inhibidores de asfalteno potenciales. El proceso de la presente invención es más eficiente que los métodos de prueba convencionales, y requiere solamente una cantidad mínima de una muestra de petróleo crudo. El método y sistema de la presente invención también permite rápida clasificación de varios compuestos, como es opuesto a la clasificación lenta tradicional utilizada típicamente para un compuesto a la vez. La cantidad de tiempo necesario para clasificar los inhibidores de deposición de asfalteno potenciales de esta manera se minimiza. El uso de un microscopio óptico u otro dispositivo similar se puede utilizar para medir la efectividad del inhibidor potencial al prevenir la agregación de asfáltenos en petróleo crudo, o sobre las superficies.
La presente invención simplifica el proceso de clasificación de modo que se puede utilizar un procedimiento en el sitio o cerca del sitio.
En una modalidad, se utiliza un dispositivo microfluidico o milifluidico de alto rendimiento (a partir de ahora "dispositivo microfluidico/milifluidico" ) . El dispositivo microfluidico/milifluidico de alto rendimiento se puede incorporar en un sistema microfluidico/milifluidico. En su modalidad más simple, el sistema microfluidico/milifluidico comprende varios componentes que incluyen (1) un dispositivo de observación, (2) uno o más pozos de mezclado, (3) una o más fuentes de fuentes de fluido y (4) un dispositivo microfluidico/milifluidico . Cada componente se puede conectar operablemente a uno o más de los otros componentes. Por ejemplo, el dispositivo microfluidico/milifluidico se puede separar de manera removible del dispositivo de observación, típicamente un microscopio, más típicamente un microscopio óptico. En una modalidad, el dispositivo de observación es un microscopio óptico conectado a una cámara capaz de capturar imágenes obtenidas a través- del microscopio. Como otro ejemplo, las fuentes de fluido se pueden conectar operablemente al pozo de mezclado a través de uno o más tubos, tal que el fluido puede fluir de la fuente de fluido al pozo de mezclado.
La fuente (s) de fluido puede comprender cualquiera de un número de fluidos utilizados para someter a prueba la aglomeración del asfalteno. En algunas modalidades, una o más fuentes de fluido comprenden (i) un fluido portador, típicamente tolueno, que contiene un inhibidor de deposición de asfalteno potencial, (ii) un agente de precipitación, (iii) un solvente aromático, (iv) una muestra de petróleo crudo o muestra de petróleo crudo diluido. En otras modalidades, se utilizan menos de las fuentes de fluidos descritas en lo anterior. En otras modalidades, se utilizan más de las fuentes de fluido descritas en lo anterior.
En una modalidad particular, existen cuatro fuentes de fluido. La primera fuente de fluido contiene una mezcla de un inhibidor de deposición de asfalteno potencial y fluido portador, que es típicamente tolueno. La segunda fuente de fluido contiene un agente de precipitación que es típicamente heptano o un isómero de heptano, por ejemplo, isoheptano. La tercera fuente de fluido es un solvente aromático tal como tolueno, benceno y similar. La cuarta fuente de fluido contiene una muestra de petróleo crudo o una muestra de petróleo crudo diluido. Típicamente, una fuente de fluido (por ejemplo, primera fuente de fluido, segunda fuente de fluido, etc.) comprende una jeringa que aloja un fluido particular. La jeringa se conecta operablemente a un extremo de un regulador capaz de ejercer presión en el émbolo, y el otro extremo se conecta operablemente a la tubería que dirige el flujo del fluido desde el alojamiento de la jeringa y a través la tubería el esfuerzo de presión sobre el émbolo de la jeringa por el regulado.
En una modalidad, uno o más, o todos estos componentes se pueden conectar operablemente a una o más unidades de procesamiento central. Una unidad de procesamiento central (CPU) puede regular y operar varios parámetros tal como gastos de flujo, velocidad de mezclado, inicio/detención, captura de imagen y similar. Típicamente, al unidad de procesamiento central es una computadora. La computadora puede contener un software que es capaz de operar las bombas, mezclador, cualquier componente movible/variable del sistema microfluídico/milifluídico, etc., así como también almacenar y rastrear imágenes capturadas por el dispositivo de observación. En una modalidad, una unidad de procesamiento central regula y opera los gastos de flujo de uno o más líquidos desde su fuente de líquido respectiva hasta el pozo de mezclado, regula y opera los gastos de flujo de los líquidos mezclados que pasan a través del dispositivo microfluídico/milifluídico, almacena imágenes de la mezcla e interacción entre la muestra de petróleo crudo y el inhibidor de deposición de asfalteno potencial a través de microscopio de modo que puede rastrear y observar cualquier aglomeración, y regula el mezclado de uno o más fluidos y la muestra de petróleo crudo en el pozo de mezclado. También se entiende que más de un CPU se puede utilizar; por ejemplo un CPU se puede utilizar para regular el flujo y las velocidades de mezclado del sistema microfluídico/milifluidico, el otro CPU captura y almacena imágenes de cualquier aglomeración potencial en el dispositivo microfluídico/milifluidico . También se entiende que uno o más CPUs es pueden conectar remotamente al sistema microfluídico/milifluidico, por ejemplo, a través de Internet u otro medio.
Los dispositivos microfluídicos/milifluidico s están comprendidos típicamente de canales fluidicos con dimensiones laterales que varían de tan pequeñas como decenas a ciento a miles de micrómetros y se diseñan para operar con los gastos de flujo volumétricos extremadamente pequeños. Los dispositivos microfluídicos/milifluidicos de la ' presente invención en general, son dispositivos que permiten el análisis de fluidos en canales microdimensionados grabados sobre un sustrato plano donde una presión o fuerza dirige estos fluidos a través de los diversos canales o cámaras interconectados . Similarmente, los dispositivos milifluidicos de la presente invención, en general, son dispositivos que permiten el análisis de fluidos en los canales milidimensionados grabados sobre un sustrato plano donde una presión o fuerza dirige estos fluidos a través de los diversos canales o cámaras interconectados . En una modalidad, los dispositivos microfluídicos/milifluídicos se componen de placa (s) de vidrio o polímero que tienen un patrón predefinido de canales y pozos bidimensionales o tridimensionales grabados, moldeados e impresos en los mismos. Tales canales incluyen por lo menos una dimensión de sección transversal que está en el intervalo de aproximadamente 0.1 pm a aproximadamente 5000 pm. En una modalidad, las dimensiones pueden variar de aproximadamente 500 pm a aproximadamente 5000 pm. Las dimensiones pueden, en otra modalidad, varía de aproximadamente 1 pm a aproximadamente 100 pm. Las dimensiones también pueden variar de aproximadamente 5 pm a aproximadamente 100 pm. El uso de dimensiones de este orden permite la incorporación de un mayor número de canales, cámaras o pozos de muestra en un área pequeña, y utiliza volúmenes más pequeños de reactivos, muestras, y otros fluidos para llevar a cabo la manipulación reparativa o analítica de la muestra que se desea.
En una modalidad ejemplar, el dispositivo microfluídico/milifluídico comprende dos capas base, y entre las mismas está una capa intermedia unida a cualquiera o ambas de las pacas base. La capa intermedia define un patrón o estructura geométrica que tiene una o varias cavidades o canales. En algunas modalidades, la capa intermedia forma las paredes laterales y/o una de las paredes superior y de fondo de cada cavidad o canal (donde una de las capas bases forma la otra de las paredes superior/de fondo. En otras modalidades, la capa intermedia forma las paredes laterales, una capa base forma la pared superior y la otra capa base forma la pared de fondo. En cualquier modalidad, la capa intermedia es suficientemente elástica para proporcionar un sellado adecuado a cualquiera o ambas de la capa(s) base. En otras modalidades, existe más de una capa intermedia, en donde dos capas intermedias se separan por capas base intermedias. Los canales se pueden formar como se explica previamente o en capas de espaciamiento adyacente a través de la comunicación por las aberturas o perforaciones en las capas base intermedias.
Los canales o pozos se pueden pretratar para alterar las propiedades superficiales de los canales de vidrio o polímero, y pueden contener dispositivos microeléctricos típicos tales como bombas, válvulas, o elementos de calentamiento. El transporte del fluido dentro de los canales se puede lograr al utilizar fuerzas electrocinéticas (es decir aplicando un campo eléctrico) o al aplicar un gradiente de presión a través de los canales.
Los tipos de mediciones en tales dispositivos microfluídicos/milifluidicos pueden incluir la determinación de concentraciones de muestra, reactividad, flujo relativo, viscosidad, resistividad hidráulica o eléctrica.
En una modalidad, el sistema microfluídico/milifluídico puede tener uno o más pozos o pozos de mezclado que se graban, se unen o se cortan en la placa con canales que conectan los pozos. Estos pozos sirven como depósitos para contener un fluido respectivo o mezcla de fluidos, así como también fluido de muestra de petróleo crudo, fluidos estándar, y solución amortiguadora para dilución, tinte, o reactivos y un pozo de residuos. Los pozos se conectan con canales ya mencionados tal que el mezclado entre estos fluidos puede llevarse a cabo. Los fluidos se mueven a través de los canales por bombas o por fuerzas electrocinéticas . Un fotomultiplicador se puede dirigir a cualquier punto en la red de canales, pero preferiblemente a una sección del canal donde todo el mezclado se ha llevado a cabo y la reacción se puede observar y/o capturar como una imagen .
Los dispositivos microfluídicos/milifluídicos utilizados en la presente se caracterizan por el uso de sistemas de transporte y dirección de fluido que emplean ya sea bombas mecánicas o válvulas, o la aplicación de presión externa, o flujo elctrocinético para mover y dirigir selectivamente los fluidos a través de una serie interconectadas de canales contenidos en el dispositivo o sistema (como se explica en lo anterior) .
En el uso, el protocolo de medición se puede predeterminar y escribir en una rutina de software simple que controla las bombas, mezclador, gastos de flujo de fluido a través del uso de un CPU. El fluido de prueba, fluido estándar, y otros reactivos o fluidos, si se desea, se pueden introducir en los receptáculos o pozos en las placas microfluidicas/milifluidicas . La introducción de pequeños volúmenes de compuestos de prueba se puede lograr manualmente, utilizando una pipeta estándar, o automáticamente. Algunas modalidades, los receptáculos, cámaras y/o pozos necesitan típicamente menos de 100 microlitros, típicamente menor que 50 microlitros, y más típicamente menor que 25 microlitros de fluido.
El dispositivo microfluidico/milifluidico de la presente invención se puede incorporar en un instrumento de mesa, que permite una o múltiples aplicaciones microfluídicas/milifluidicas . El instrumento de mesa puede incluir un sistema microfluidico/milifluidico, un dispositivo microfluidico/milifluidico con pozos y canales, una fuente de excitación, filtros adecuados y fotomultiplicadores y una unidad de almacenamiento para los resultados de prueba. Un dispositivo de análisis u observación se puede montar cerca o próximo a la región de observación de sustrato para, por ejemplo, detectar la formación de los agregados a lo largo de una porción del sustrato. Una computadora se puede enlazar operablemente a uno más componentes del instrumento de mesa, por ejemplo, para supervisar y capturar la formación de agregados y similares.
En el método de la presente invención las etapas descritas se pueden utilizar para obtener una variedad de mediciones clave, que en una modalidad tipica es la efectividad de un inhibidor de deposición de asfalteno potencial en agregación de asfalteno. En otra modalidad, la presente invención se puede utilizar con respecto a otros componentes de petróleo crudo que del mismo modo tienen una tendencia a depositarse tal como parafinas y similares; que en tal caso seria para someter a prueba la efectividad del inhibidor de deposición de parafina o mezcla del mismo.
En una modalidad, la presente invención es un método para determinar la efectividad de un inhibidor de deposición de asfalteno potencial en aplicaciones de campó petrolífero que comprende las etapas de introducir un fluido de pozo de aceite en un sistemas microfluídico/milifluidico; introducir un primer fluido que comprende una mezcla de un inhibidor de deposición de asfalteno potencial y un fluido portador en el sistema microfluídico/milifluidico; introducir un segundo fluido que comprende un agente de precipitación en el sistema microfluídico/milifluidico; posteriormente observar la presencia o ausencia de agregación de asfalteno dentro del sistema microfluídico/milifluidico . En otra modalidad, un tercer fluido que comprende un solvente aromático se introduce en el sistema microfluidico/milifluidico .
Típicamente, el agente de precipitación es un n-alcano pero puede ser cualquier agente adecuado que promueva la aglomeración de asfalteno del petróleo crudo. En una modalidad, el agente de precipitación es heptano o n-heptano.
En otra modalidad, el agente de precipitación es un isómero o enantiómero de heptano que incluye pero no se limita a isoheptano, neoheptano, 3-Metilhexano, 2 , 3-Dimetilpentano, 2 , 4-Dimetilpentano, 3, 3-Dimetilpentano, 3-Etil-pentano y/o
2,2, 3-Trimetilbutano.
Típicamente, el fluido portador es tolueno pero puede ser cualquier fluido portador adecuado, por ejemplo un hidrocarburo de arilo, que incluye pero no se limita a benceno, xileno, anilina, fenol, alquilbencenos y/o similares .
El solvente aromático es típicamente tolueno pero puede ser cualquier otro solvente aromático adecuado para petróleo crudo que incluye pero no limita a benceno, xileno, naftaleno, anilina, alquilbenceno, derivados de benceno, hidrocarburos poliaromáticos tales como benzociclopropeno, benzociclopropano, benzociclobutadieno y benzociclobuteno, y/o similares.
En otra modalidad más específica, la presente invención es un método para determinar la efectividad de un inhibidor de deposición de asfalteno potencial en aplicaciones de campo petrolífero que comprende las etapas de a) obtener una muestra de petróleo crudo e introducir la muestra en un sistema microfluidico/milifluidico; b) introducir un primer fluido que comprende una mezcla de un inhibidor de deposición de asfalteno potencial y tolueno en el sistema microfluidico/milifluidico; c) introducir un segundo fluido que comprende heptano en el sistemas microfluidico/milifluidico; y d) introducir un tercer fluido que comprende tolueno en un sistema microfluidico/milifluidico; en donde al poner en contacto el primer fluido, segundo fluido y tercer fluido con la muestra permite la observación de la agregación de asfalteno.
Típicamente, los fluidos se introducen desde una fuente de fluido, que en algunas modalidades es una jeringa que aloja un fluido particular que se conecta al dispositivo microfluidico/milifluidico como se explica en la presente. Por ejemplo, una primera jeringa se rellena con petróleo crudo, una segunda jeringa se rellena con el inhibidor potencial y tolueno, una tercera jeringa se rellena con heptano y una cuarta jeringa se rellena con tolueno puro. Se sabe que los asfáltenos se precipitan o aglomeran del petróleo crudo en presencia de aproximadamente 65% de heptano. Los fluidos descritos se mezclan tal que un inhibidor potencial se puede someter a prueba para la agregación de asfalteno al dirigir la formación de imágenes de los agregados ya sea en volumen o cerca de una superficie.
Se entiende que el inhibidor de deposición de asfalteno potencial de la presente invención puede ser un químico o compuesto químico, o una especie simple o compuesto de un inhibidor de deposición de asfalteno conocido o potencial. Sin embargo, también se entiende que el inhibidor de deposición de asfalteno de la presente invención puede significar un cóctel o mezcla de diferentes o varias especies o compuestos de inhibidores de deposición de asfalteno.
En una modalidad, el sistema microfluídico/milifluídico comprende un dispositivo microfluídico/milifluídico conectado operativamente al dispositivo de observación y pozo de mezclado donde el primero, el segundo y tercer fluido se combinan. El sistema microfluídico/milifluídico se puede conectar operablemente a una unidad de procesamiento. La unidad de procesamiento, tal como una computadora, se puede operar a un usuario para regular el flujo del primero, segundo y/o tercer fluido en el pozo de mezclado. La unidad de procesamiento se puede operar por un usuario para regular el flujo del primero, segundo y/o tercer fluido en el dispositivo microfluídico/milifluídico . El dispositivo de observación puede ser cualquier dispositivo adecuado para observar la combinación de uno o más fluidos y muestra de petróleo crudo, y el cual se conecta operablemente a la unidad de procesamiento. Típicamente, el dispositivo de observación es un microscopio que puede aumentar y puede iluminar la combinación. La unidad de procesamiento es capaz de capturar una imagen de la combinación ( fluido (s) y muestras de petróleo crudo) .
La unidad de procesamiento se puede operar para regular el flujo de fluidos individuales en el pozo de mezclado. Esto se puede regular a través de la regulación de la presión ejercida en una jeringa que aloja cada fluido.
En una modalidad, el primer fluido se pone en contacto con la muestra antes de que el segundo fluido haga contacto con la muestra. En otra modalidad, el primero y tercer fluidos se ponen en contacto con la muestra antes de que el segundo fluido haga contacto con la muestra. En todavía otra modalidad, el segundo y/o tercer fluido se ponen en contacto con la muestra antes de que el primer fluido haga contacto con la muestra. En todavía otra modalidad, el segundo y/o tercer fluido se ponen en contacto con la muestra antes de que el primer fluido haga contacto con la muestra. Se entiende que cualquiera del primer, segundo o tercer fluido se pueden poner en contacto .con la muestra en cualquier orden o simultáneamente, como se desee.
El inhibidor de deposición de asfalteno potencial de la presente invención previene la agregación de asfalteno. En algunos ejemplos de los inhibidores de asfáltenos conocidos incluyen pero no se limitan a ácido sulfónicos alifáticos; ácidos sulfónicos de alquilarilo; sulfonato de arilo; lignosulfonatos; resina de alquilfenol/aldehido y resinas sulfonadas similares; ésteres de poliolefina; imidas de poliolefina; ésteres de poliolefina con alquilo, grupos funcionales alquilenefenilo o alquilenepiridilo; amidas de poliolefina; amidas de poliolefina con alquilo, grupos funcionales alquilenefenilo o alquilenepiridilo; midas de poliolefina con alquilo, grupos funcionales de alquilenefenilo o alquilenepiridilo; copolimeros de alquenilo /vinilo-pirrolidona; poliolefinas de polimersof de injerto con anhídrido maleico o vinil-imidazol ; amidas de poliéster hiperramificadas ; y asfáltenos polialcoxilados . En algunas modalidades, inhibidor de deposición de asfalteno potencial utilizado en el proceso de la presente invención comprende una mezcla de dos o más de los compuestos referidos anteriores, o una mezcla de uno o más de los compuestos anteriores con un inhibidor de deposición de asfalteno potencial o todavía identificado. En algunas modalidades, el inhibidor de deposición de asfalteno potencial es un inhibidor que aun no se determina.
La presente invención, por lo tanto, está bien adaptada para llevar a cabo los objetivos y lograr los fines y ventajas mencionados, así como también otros inherentes en la misma. Mientras que la invención se ha representado y descrito y se define por referencia a las modalidades preferidas particulares de la invención, tales referencias no implican una limitación en la invención, y tal limitación no va a ser inferida. La invención es capaz de modificación considerable, alteración y equivalentes en forma y función, como se les ocurrirá a aquellas personas de experiencia ordinaria en las técnicas pertinentes. Las modalidades preferidas representadas y descritas de la invención son ejemplares solamente y no son exhaustivas del alcance de la invención. En consecuencia, la invención se propone para ser limitada solamente por el espíritu y alcance de las reivindicaciones adjuntas, dando pleno conocimiento a los equivalentes en todos los aspectos.
Claims (17)
1. Un método para determinar la efectividad de un inhibidor de deposición de asfalteno potencial en aplicaciones de campo petrolífero, caracterizado porque comprende las etapas de: introducir un fluido de pozo de petróleo en un sistema microfluidico/milifluidico; introducir un primer fluido que comprende una mezcla de un inhibidor de deposición de asfalteno potencial y un fluido portador en el sistema microfluidico/milifluidico tal que el primer fluido hace contacto con el fluido de pozo de petróleo; introducir un segundo fluido que comprende un agente de precipitación en el sistema microfluidico/milifluidico tal que el segundo fluido hace contacto con el fluido de pozo de petróleo; y observar la presencia o ausencia de la agregación de asfalteno dentro del sistema microfluidico/milifluidico .
2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el agente de precipitación es heptano y el fluido portador es tolueno.
3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de pozo de petróleo comprende petróleo crudo.
4. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque las cantidades volumétricas utilizadas del fluido de pozo de petróleo, el primer fluido, el sequndo fluido y el tercer fluido comprenden cada uno menor que 500 microlitros.
5. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque las cantidades volumétricas utilizadas del fluido de pozo de petróleo, el primer fluido, el segundo fluido y el tercer fluido comprenden cada uno menor que 50 microlitros.
6. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende introducir un tercer fluido que comprende un solvente aromático en el sistema microfluidico/milifluidico .
7. El método de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado porque el solvente aromático se selecciona del grupo que consiste de tolueno, benceno, xileno, naftaleno, anilina, alquilbenceno, un derivado de benceno, un hidrocarburo poliaromático, benzociclopropeno, benzociclopropano, benzociclobutadieno y benzociclobuteno .
8. Un método para determinar la agregación de asfalteno en el petróleo crudo, caracterizado porque comprende las etapas de: a) introducir una muestra de petróleo crudo en un sistema microfluidico/milifluidico; b) introducir un primer fluido que comprende una mezcla de un inhibidor de deposición de asfalteno potencial y un fluido portador en el sistema microfluidico/milifluidico tal que el primer fluido hace contacto con la muestra de petróleo crudo; c) introducir un segundo fluido que comprende un agente de precipitación en el sistema microfluidico/milifluidico tal que el segundo fluido hace contacto con la muestra de petróleo crudo; d) introducir un tercer fluido que comprende un solvente aromático en el sistema microfluidico/milifluidico; y e) observar la presencia o ausencia de la agregación de asfalteno dentro del sistema microfluidico/milifluidico.
9. El método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque el primer fluido se pone en contacto con la muestra antes de que el segundo fluido haga contacto con la muestra.
10. El método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque el primer fluido se pone en contacto con la muestra antes de que el tercer fluido haga contacto con la muestra.
11. El método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque el tercer fluido se pone en contacto con la muestra antes de que el segundo fluido haga contacto con la muestra.
12. El método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque el primer fluido, segundo fluido y el tercer fluido se ponen en contacto simultáneamente con la muestra .
13. El método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque las cantidades volumétricas utilizadas del fluido de pozo de petróleo, el primer fluido, el segundo fluido y el tercer fluido comprenden cada uno menor que 500 microlitros.
14. El método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque las cantidades volumétricas utilizadas del fluido de pozo de petróleo, el primer fluido, el segundo fluido y el tercer fluido comprenden cada uno menor que 50 microlitros.
15. Un método para determinar la efectividad de un químico o composición química en aplicaciones de pozo petrolífero, caracterizado porque comprende las etapas de: a) introducir un fluido de pozo de petróleo en un sistema microfluídico/milifluidico; b) introducir un primer fluido que comprende una mezcla del (i) químico o la composición química y (ii) un fluido portador en el sistema microfluídico/milifluidico tal que el primer fluido hace contacto con el fluido de pozo de petróleo; c) introducir un segundo fluido que comprenda un agente de precipitación en el sistema microfluidico/milifluidico tal que el segundo fluido hace contacto con el fluido de pozo de petróleo; y d) observar la presencia o ausencia de la agregación de asfalteno dentro del sistema microfluidico/milifluidico .
16. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque además comprende e) introducir un tercer fluido que comprende un solvente aromático en el sistema microfluidico/milifluidico .
17. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque el solvente aromático se selecciona del grupo que consiste de tolueno, benceno, xileno, naftaleno, anilina, alquilbenceno, un derivado de benceno, un hidrocarburo poliaromático, benzociclopropeno, benzociclopropano, benzociclobutadieno y benzociclobuteno.
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