Salmueras-PROTEXA

1.1 FLUIDOS LIMPIOS Son aquellos en que las sales se encuentran en solución y no contiene sólidos en suspensión. 1.2 FUNCIONES En general el uso de fluidos es el de mejorar los sistemas para optimizar la terminación o reparación e implementar implementar la producción producción y prolongar prolongar la vida del pozo al evitar el daño que se genera al utilizar fluidos con sólidos a la formación productora. 1.3 SISTEMAS LIBRES DE SÓLIDOS Existen una amplia variedad de fluidos libres de sólidos y de acuerdo a la formulación, es la densidad que proporcionan en la siguiente tabla 1.1



       

Sistema Agua dulce filtrada Salmueras Cloruro de Potasio Cloruro de Sodio Cloruro de Calcio Bromuro de Sodio Bromuro de Calcio Cloruro de Calcio /Bromuro de Calcio Bromuro de Calcio / Bromuro de Zinc Bromuro de Zinc

Gravedad especifica 1.00 1.16 1.19 1.38 1.52 1.70 1.81 2.42 2.5

Tabla 1 Fluidos Libres

Carretera Monterrey - Saltillo Km. 339, Santa Catarina Nuevo León. C.P. 66350 (8) 336 21-21 Fax (8) 399 27-43 E-mail: [email protected] [email protected] xa.com.mx

Carretera Vecinal, Ranchería Moctezuma 1era Rancho los Mangos Paraiso, Tab. C.P. 86600 Tel: 933 333 2208, 933 333 4555 E-mail: opdb_fluidos [email protected] @protexa.com.mx

Av. Adolfo López Mateos No. 266 Col. Revolución Cd. del Carmen, Campeche Tel: 01 (938) 381-45-68 , 86, 60

1.4 USO DE SISTEMAS LIBRES DE SÓLIDOS Los sistemas libres de sólidos tienen diferentes aplicaciones durante la perforación, terminación terminación y reparación de pozos productores de gas o aceite cuando se usan como:      

Fluidos de terminación Fluidos de reparación Fluidos para controlar presiones anormales Fluidos de empaque Fluidos para empaque de grava Fluidos de perforación únicamente para la zona productora.

Las ventajas que se obtienen usando estos fluidos limpios son:       

No dañan a la formación productora El retorno a la permeabilidad es excelente Se mezclan a la densidad deseada Tiene tasas de corrosión bajas Son estables a las condiciones del pozo Compatibles con los aditivos químicos No están clasificados como dañinos a la salud o al medio ambiente.




2.0 DAÑO A LA FORMACIÓN PRODUCTORA Se define como "Cualquier factor que afecte a la formación reduciendo o impidiendo la producción de hidrocarburos en un pozo". Esta definición se a identificado en general con todos, pero pocos han analizado en detalle la magnitud de los daños irreversibles que se reflejan en la reducción de producción que varía de 20% a 90 %, estos daños pueden ocurrir durante la perforación, terminación y reparación del pozo. 2.1 PRINCIPALES DAÑOS A LA FORMACIÓN      

Hidratación de arcillas. Invasión de sólidos. Alteración de la mojabilidad de la formación. Dislocamiento y migración de Partículas finas Reacciones químicas químicas por incompatibilidad incompatibilidad de fluidos. Invasión de fluidos.

La combinación de cualquiera de los daños mencionados puede reducir considerablemente la producción y la vida del pozo. 2.2.- DISMINUCIÓN DE LA PERMEABILIDAD PERMEABILIDAD Sucede cuando los fluidos de la formación circulan en forma radial incrementando la velocidad a medida que se acerca al pozo tratando de fluir a través de las perforaciones. Cuando el diámetro del poro es reducido se crea un flujo turbulento; de esta forma se propicia el desprendimiento, transporte y depositación de las partículas finas de la formación. En el caso de que los poros sean más pequeños que las partículas de los finos, es eminente que se dañe a la formación. Para evitar esta situación se recomienda que la producción inicial sea menor que lo estimado en las pruebas de producción. En el caso de tratarse de rocas carbonatadas donde generalmente existan fracturas, estas representan porosidad y permeabilidad secundaria de la formación.

Otros factores y agentes que reducen la permeabilidad:  

Densificantes: como la Barita y la Hematita que no son solubles en ácido. Invasión de sólidos acarreados por fluidos de control o salmueras ligeras o pesadas que no han sido filtradas apropiadamente.




 

Asfalto cuando se agregan a los fluidos de perforación y pueden causar obstrucciones por emulsión. Uso de surfactantes puede afectar o cambiar la mojabilidad natural de la formación, además de causar obstrucciones por reacciones de emulsiones.

2.2.1 Reducción de la permeabilidad permeabilidad relativa Se inicia cuando el filtrado del fluido base agua invade la formación, produciendo cierta saturación por el agua en los poros de la formación, reduciendo la permeabilidad. Esta reducción se conoce como bloqueo de agua y ocurre cerca y alrededor del pozo. Formación de emulsiones; causa un incremento en la viscosidad de los fluidos de la formación. Cuando se incrementa la viscosidad también aumenta la capacidad de transporte. Las emulsiones de agua en aceite tienen una viscosidad más alta que las emulsiones de aceite en agua. Tratar de remediar este daño es complicado y difícil ya que se requiere seleccionar un surfactante apropiado que remedie y no agrave el daño. 2.3 DAÑOS CAUSADOS PRODUCTORAS

DURANTE

LA

PERFORACIÓN

DE

ZONAS

Los sólidos del fluido de perforación pueden obstruir las fracturas de porosidad secundaria y las inducidas también. El filtrado del fluido dentro de las zonas productoras puede cambiar la mojabilidad natural de la formación y causar un bloqueo por emulsión o agua. El filtrado también puede causar que las arcillas se hinchen, dispersen, floculen o emigren hacia los espacios porosos, bloqueando la permeabilidad. Las fracturas también pueden ser selladas durante la acción escareadora de las barrenas y con la tubería de perforación. Daños a la formación causados por la cementación de la tubería de revestimiento. Los sólidos del fluido y el cemento pueden obstruir la porosidad primaria y secundaria así como las fracturas inducidas. Los sistemas con agua y químicos usados para limpiar el pozo, bombeados adelante del cemento puede también alterar las arcillas de la formación productora. El filtrado de las lechadas de cemento pueden causar obstrucción en la porosidad del yacimiento. yacimiento. 2.4 DAÑO A LA FORMACIÓN DURANTE LA TERMINACIÓN TERMINACIÓN DEL POZO Durante la realización de los disparos en la tubería de revestimiento en ésta etapa, se pueden tapar fácilmente fácilmente las perforaciones generadas, si se tiene un un Carretera Monterrey - Saltillo Km. 339, Santa Catarina Nuevo León. C.P. 66350 (8) 336 21-21 Fax (8) 399 27-43 E-mail: [email protected] [email protected] xa.com.mx



fluido supuestamente "limpio" de terminación que contenga una concentración de 500 ppm de sólidos. Daños causados por la tubería de producción y empaques. Durante la introducción de la tubería de producción teniendo fluidos dentro del pozo con sólidos, pueden presentarse pérdidas de circulación ocasionando esto taponamientos en las fracturas cercanas al pozo así como en la porosidad primaria. Todo esto ocurrirá si la presión hidrostática del fluido de terminación es mayor que la de la formación. 2.5 DAÑOS A LA FORMACIÓN DURANTE DURANTE LA PRODUCCIÓN INICIAL El pozo al empezar a producir hidrocarburos recircula los fluidos dentro de la formación, en ciertos casos estos fluidos son incompatibles, además del desprendimiento, transporte y depositación de partículas de arcilla y de finos, hacen una obstrucción al tratar de fluir hacia el e l pozo. También se puede dañar la formación con el óxido que tenga la tubería, con las arcillas del fluido adherido que no se desplazó correctamente o simplemente con grasa que se aplicó en exceso durante las conexiones de la tubería de producción. Si se inicia la producción a lo máximo que pueda fluir el pozo, las partículas de los finos pueden ser transportadas fácilmente y causar obstrucciones y daños a la permeabilidad. 2.6 DAÑOS CAUSADOS DURANTE LA ESTIMULACIÓN E STIMULACIÓN DE POZOS Las perforaciones, fracturas y porosidad primaria pueden ser taponadas por los sólidos contenidos en el agua, lodo, o salmueras que no estén debidamente filtradas. El fracturamiento con ácido podría causar comunicación con otras formaciones y facilitar la mezcla con otros fluidos no deseables.La acidificación de areniscas con HCL puede formar precipitados insolubles en las formaciones, dañando la permeabilidad.

Daños a la formación originados por Parafina o Asfalteno acumulados en la tubería de producción o en la pared del pozo. Cuando se esta limpiando la parafina o asfalteno de un pozo y se utiliza agua o aceite caliente, la formación Carretera Monterrey - Saltillo Km. 339, Santa Catarina Nuevo León. C.P. 66350 (8) 336 21-21 Fax (8) 399 27-43 E-mail: [email protected] [email protected] xa.com.mx



se dañara si no se raspan, bombean y desplazan dichos fluidos antes que se enfríen. Cuando se hace este tipo de limpieza se circulan estos fluidos hacia el fondo del pozo por la tubería de producción y regresados a la superficie por el espacio anular, parte de los sólidos acarreados estarán en contacto con la formación dañando la porosidad y permeabilidad adyacentes a la pared del pozo. 2.7 DAÑOS CAUSADOS DURANTE LA REPARACIÓN DEL POZO Los daños a la formación son idénticos a los causados durante la terminación y estimulación del pozo. Si no se desea agravar o incrementar el daño se debe de emplear fluidos debidamente filtrados. 2.8 DIAGNÓSTICO DE DAÑO A LA FORMACIÓN El indicio más común para determinar el daño a la formación es la pérdida de presión. Cuando empieza la producción del pozo, los factores que controlan la pérdida de presión son: La resistencia que encuentran los hidrocarburos al fluir a través de la zona dañada alrededor del pozo, identificada comúnmente como "Efecto de piel" (Skin Damage). En la mayoría de los casos es difícil identificar cual es la causa real que originó el daño, debido a la falta de información relacionada a las características litológicas propias de la formación, de sus fluidos y de la compatibilidad con los fluidos que se usan durante la perforación y terminación del pozo. Se ha dicho que durante la producción primaria de un pozo o campo se puede extraer de un 10 a 30 % de hidrocarburos. De un 10 a 20 % durante la producción secundaría y otro porcentaje parecido en producción terciaría. Si tenemos cuidado de no dañar la formación con sólidos o fluidos no compatibles o simplemente prever operaciones mecánicas que dañan la formación, se podrá incrementar los porcentajes de producción anteriormente mencionados. 2.9 PREVENCIÓN DE DAÑO A LA FORMACIÓN Como se dijo anteriormente, los daños a la formación se originan durante las etapas de perforación, cementación, terminación y consecuentemente se recomienda que se observen ciertas normas durante ciertas etapas:




Perforar con la columna hidrostática bajo balance para evitar que los sólidos y filtrado invadan la formación. Cuando se requiera tener fluidos sobre balance, estos deben de ser filtrados y circulados sin sólidos y se pueden utilizar en las siguientes operaciones:      

Perforación Terminación Disparos Control de Pozos Fluidos Empacantes Fracturamiento, estimulación y acidificación

2.9.1 Procedimiento para pruebas de Compatibilidad Compatibilidad La finalidad de las pruebas de emulsión es indicar la tendencia de un reductor de tensión superficial a disminuir ó aumentar la emulsión de un sistema en particular aceite-salmuera o aceite-ácido. Estas pruebas están diseñadas para indicar la tendencia de un sistema para emulsificar pero no determina si la emulsificación realmente ocurre o persiste durante la estimulación. De aquí que la estabilidad de la emulsión puede ser mejorada por la presencia de sólidos finamente divididos, creados en procesos de estimulación, en todas las pruebas de agentes reductores de tensión superficial incluyen el uso de sólidos finamente divididos. Método API Prueba antilodo (Sludge).Algunos (Sludge).Algunos aceites aceites crudos en contacto contacto con precipitados producidos por el ácido pueden pueden precipitar lodos asfálticos, asfálticos, incluso hasta cuando no exhiban tendencia a la emulsifica e mulsificación. ción. La prueba descrita en los pasos 1-3 es un procedimiento útil para demostrar la tendencia a formar emulsiones a condiciones de laboratorio. Pero aunque esta tendencia exista a condiciones reales y los agentes antisludge antisludge funcionen satisfactoriamente, satisfactoriamente, en ocasiones no puede ser determinado por este método. Equipo y materiales El siguiente equipo es requerido para la prueba antisludge. A. Surfactante, aditivo antisludge B. Ácido conteniendo inhibidor de corrosión y todos los aditivos el aditivo antisludge. Carretera Monterrey - Saltillo Km. 339, Santa Catarina Nuevo León. C.P. 66350 (8) 336 21-21 Fax (8) 399 27-43 E-mail: [email protected] [email protected] xa.com.mx



C. D. E. F. G. H.

Aceite crudo. Baño María con control de temperatura. Botellas con tapón roscable. Malla de acero inoxidable No 100, de 3 pulgadas cuadradas. Botella llena con Soltrol 130 Pizeta llena de agua destilada. de stilada.

Procedimiento 1) Agregue ácido a un frasco limpio. Adicione un volumen igual de aceite crudo, libre de sólidos y emulsión. Tape el frasco y agite vigorosamente. Ponga la mezcla en un baño María a la temperatura de la formación y permita que permanezca por no menos de 4 horas y preferiblemente 24 horas. Cuidadosamente vierta la mezcla a través de una malla de acero No 100. si no quedan residuos en la malla no existe producción de sludge. Si existe sludge lave con agua tibia y Soltrol 130 alternativamente. Esto removerá las emulsiones y parafinas pero no removerá el sludge producido por el ácido. Reporta la cantidad de sludge de acuerdo a la siguiente lista. Reporta los resultados en la sección remarcada en el formato mostrado en la figura No 1 No Sludge Sludge - No hay partículas sólidas retenidas en la malla. Trazas Trazas - Un poco de pequeñas partículas en la malla. Moderada Moderada - Partículas presentes en la malla. Bastante Bastante - Muchas partículas grandes. Repita el paso No 1 usando agente antisludge a la concentración recomendada por la compañía de servicio. Los agentes antisludge pueden influir las pruebas de emulsión. Si un agente antisludge será usado en un sistema para tratar un pozo, deben incluir el agente antisludge como una parte de la prueba del sistema. Equipo y Materiales 2) El equipo y materiales para pruebas de emulsión incluyen el siguiente equipo: a. Agitador de alta velocidad equivalente) b. Frascos de 400 ml. c. Probetas de 100 ml. d. Reloj Carretera Monterrey - Saltillo Km. 339, Santa Catarina Nuevo León. C.P. 66350 (8) 336 21-21 Fax (8) 399 27-43 E-mail: [email protected] [email protected] xa.com.mx

(Hamilton Beach


modelo 936 o


e. f. g. h. i.

Jeringas graduadas de 1 ml. Ácido conteniendo inhibidores de corrosión y otros aditivos. Aceite crudo. Agentes reductores de tensión superficial, desemulsificantes. desemulsificantes. Núcleos de formación, cuando sea posible, o silica (Super-seal 200, Penn Glass Sand Corp.) y bentonita (Bentonita sódica Wyoming, cemento tipo sin tratar).

Pruebas de acidificación en arenas 3) Prepare ácido gastado parcialmente 2 litros en 1 litro de arena de formación. La solución ácida deberá contener 3 % de ácido fluorhídrico, la concentración recomendada de aditivos para el sistema a evaluar en el tratamiento real. Si la arena de la formación no esta disponible, use un litro de un 50 % de flúor silica y 50 % de bentonita , mezcle con el ácido y permita que esta mezcla ácido-arena-bentonita o ácido-arena de formación permanezca en contacto por lo menos 24 horas. 4) Decante el ácido gastado y almacene en botellas de plástico para las pruebas. 5) Disperse 2.5 gr. de formación pulverizada finamente o 2.5 gr. de una mezcla 50 % de flúor silica - 50% de bentonita en 25 ml de ácido gastado. 6) Agregue 75 ml. de aceite crudo a esta solución de ácido gastado. Emulsifique la solución con una agitación de 14000-18000 r.p.m. por 30 segundos. Vacíe la emulsión inmediatamente dentro de una probeta graduada y mida el volumen de agua separada en 15 min., 1 hora, y 24 horas. Las pruebas serán elaboradas a temperatura ambiente. 7) Repita el procedimiento de la parte 5 y 6 omitiendo el desemulsificante. Pruebas de acidificación de carbonatos con ácido vivo 8) Use una solución ácida la cual incluye todos los aditivos en la misma concentración como se recomienda para tratamientos en el campo. Puede ser necesario correr una serie de pruebas para seleccionar el desemulsificante más adecuado. Disperse 2.5 gr. de una mezcla del 90 % de flúor sílica-10 % de bentonita en 50 ml. de solución ácida.




9) Adicione 50 ml. aceite crudo a la solución anterior. Emulsifique la solución por agitación a 14000-18000 r.p.m. por 30 segundos. vierta inmediatamente a una probeta graduada de 100 ml. y mida el rompimiento de la emulsión a los intervalos de tiempo indicados en la figura. Las pruebas son llevadas a cabo a temperatura ambiente. 10) Repita los pasos 8 y 9 omitiendo el desemulsificante. 11)Repita 11) Repita la preparación de la solución de prueba en la parte 8 pero use 25 ml. de la mezcla ácida con 75 ml. de aceite crudo en la parte 9 y 10. Pruebas de acidificación con Carbonatos y ácido gastado 12) Gaste el ácido con conteniendo todos los aditivos excepto el desemulsificante desemulsificante con un exceso de roca r oca de formación. La reacción deberá completarse en 24 horas. Si el tiempo es e s un limitante, permita el contacto del ácido hasta que deje de efervecer la roca de la formación. Junte suavemente los finos, y decante el ácido con los finos suspendidos en otro recipiente. 13)Si 13) Si no tiene roca de la formación, formación, prepare un un ácido sintético con un reactivo de cloruro de calcio y agua a una concentración de cloruro equivalente al ácido vivo. La solución deberá contener todos los aditivos que son usados en tratamientos de campo. Ajuste el pH a valores entre 1 y 5 usando ácido clorhídrico. disperse 2. 5 gr. de una mezcla conteniendo un 90 % en peso de sílica flúor, 10 % de bentonita en 50 ml. de solución ácida. 14)Prepare 14) Prepare una emulsión con ácido gastado como se describe en el punto 9 y 11 y mida los datos.




HOJA D E DATOS PARA PRUEBAS DE EMULSION EMULSION ACIDO-AC EITE EITE

OPER AD OR :

R EMITID A POR :

C ON C . Y TIPO D E AC ID O *

POZO:

L U GAR D E MU ESTR EO:

C ON C . D E IN H IBID OR :

CA C AMPO :

FEC H A D E PR U EBA :

TIPO Y C ON C . D E SOLID OS :

FOR MAC ION :

FEC H A R EC EPC ION :

TEMPER ATU R A D E PR U EBA :

D EPTH :

AN ALIZAD O POR : PORCENTAJE D E ACIDO ORIGINAL SEPARADO A VAR IOS INTERVALOS INTERVALOS DE TIEMPO D ESPUES ESPUES DE EMULSIFICARSE

REL. ACEITE/ACIDO * ADITIVOS ADITIVOS CONCENTRACION, % GAL/1000 GAL DE ACIDO TIEM TIEMPO PO DE SEP SEPARACIO ARACION N

GAST GASTADO ADO S/GAST G ASTAR AR G AS AST AD O

S/G AS AST AR AR

G AS AST AD AD O

S/G AS AST AR

G AS AST AD AD O S/G AS AST AR AR

G AS AST AD O

S/G AS AST AR

1 (MIIN ) 2 4 6 8 10 15 30 60 180 1440 % EMUL EMUL SION FINAL VOL. EMULSION FINAL SOLIDOS ** INTERFASE INTERFASE VOL. SEDIMENTADO * SALMUERA ** INTERFASE: INTERFASE: R = DEFINIDA ; C = C LARA ; D = DIFUSA

Tab la 2 Hoja de datos para pruebas




3.0 DENSIDAD DE SALMUERAS PESADAS EN EL FONDO DEL POZO Las salmueras pesadas disminuyen de densidad con el incremento de la temperatura e incrementan en densidad con el aumento de la presión .Un análisis de presión volumen y temperatura (PVT) de varias soluciones soluciones de salmueras a temperaturas de 75°C 75°C (345°F) (345°F) y presiones de 0 a 22000 PSI. Han sido usados para determinar el comportamiento de la densidad de las salmueras bajo las condiciones condiciones del del fondo del pozo. La información obtenida de estas mediciones permite a los ingenieros, calcular en forma mas precisa la densidad de la salmuera en la superficie la cual proveerá el gradiente hidráulico deseado para el control y la presión de la formación a las temperaturas y presiones en el fondo del pozo. 3.1 INTRODUCCIÓN Desafortunadamente los datos de expansibilidad y compresibilidad necesarios para esos cálculos de presión en el fondo del pozo a temperaturas y presiones de superficie son relativamente limitados. Con casi ningún dato experimental publicado sobre salmueras pesadas y sus mezclas una escasa aproximación puede dar como resultado en pérdidas severas de fluidos costosos con problemas de control de pozos tales como brotes de gas. En la ausencia de datos experimentales muchos autores han usado ecuaciones empíricas para hacer un modelo de las variaciones de la densidad de varias salmueras y otros fluidos en la superficie. Los modelos matemáticos han sido recientemente desarrollados para predecir exitosamente la variación de densidad en el fondo del pozo y la presión hidrostática de una columna de fluido de perforación. Los cálculos para esos modelos de densidades para lodos de base agua y aceite estuvieron basados en valores de literatura para compresibilidad y expansibilidad de agua, soluciones de cloruro de sodio y aceite; también existe para salmueras naturales y fluidos geotérmicos que contienen cloruro de sodio como el electrolito mayoritario. Una relación de presión-volumen y temperatura ha sido determinada también experimentalmente para varias concentraciones de cloruro de sodio en solución para temperaturas de 347° F y presiones de 4978 psi. Recientemente, mediciones experimentales han sido dirigidas hacia fluidos de perforación de base agua y aceite en los rangos de temperatura y presión de 70 a 400 °F y de 0 a 14000 psi.




Este documento examina por primera vez el comportamiento de densidad de las salmueras desde las mediciones de (PVT) en el laboratorio para salmueras de cloruro de sodio, cloruro de calcio, bromuro de sodio, bromuro de calcio y combinaciones de éstas, bromuro de zinc/bromuro de calcio/cloruro de calcio y bromuro de zinc/bromuro de calcio a presiones de 0 a 22000 psi. para temperaturas constantes de 76 °F, 198 F° y 345 °F. Estos estudios de laboratorio muestran que la compresibilidad y expansibilidad térmica de esos fluidos pueden variar con la composición de las salmueras, o mas precisamente, a la concentración total de sal en solución. Adicionalmente, esos datos han sido usados para desarrollar un modelo de regresión lineal que predecirá en forma precisa los cambios en la densidad en fluidos de salmuera arriba de 345°F y 22000 psi. Para concentraciones de sal de 19 al 75 % en peso. Como un resultado, un un control de pozo óptimo óptimo y control de de costos puede ser obtenido del uso de salmueras pesadas durante las operaciones de terminación y reparación de pozos. 3.2 DATOS EXPERIMENTALES EXPERIMENTALES Las mediciones de (PVT) fueron dirigidas para usar una bomba de desplazamiento positivo marca Ruska Modelo 2272 diseñada para operar arriba de temperaturas de 350 °F y presión de trabajo de 25000 psi. Esta bomba esta diseñada para medir en rangos de .01 cm3 el desplazamiento de un pistón el cual es forzado dentro de una cámara liquida por un medidor de presión de tornillo. Dos de esas bombas se muestran en serie en un dibujo esquemático de los aparatos experimentales (Figura No. 1). La bomba de carga Mercury con una presión de trabajo de 8000 psi. Y desplazamiento de pistón de 250 cm3 fue usada para bombear y medir en forma precisas el volumen de salmuera salmuera de prueba transferida del tanque de 500 cm3 cm3 a la cámara de desplazamiento de (PVT). La cámara (PVT) fue calentada eléctricamente con un calentador de cinta de 750 Watts envuelta alrededor del cilindro de la bomba y cubierta con una camisa de metal aislante. Un controlador LFE serie 230 monitoreo la temperatura del cilindro desde un termopar construido y se mantuvo a la temperatura dentro del rango ### 2.5°F. La presión de trabajo de la cámara de desplazamiento de (PVT) fue de 25000 psi. Las lecturas de presión fueron hechas usando un indicador y traductor de presión digital modelo ASC 20000 01 P12 Marca Autoclave Engineers, el cual fue calibrado con un probador de peso muerto para obtener mediciones dentro de los rangos de ### 0.1 %. El traductor fue especialmente calibrado a temperaturas de 350°F.




Las mediciones de la deformación del cilindro de la bomba a las temperaturas y presiones de prueba prueba fueron necesarias necesarias para corregir los datos experimentales para el cambio actual en volumen de las salmueras a esas condiciones. Por lo tanto, la cámara (PVT) fue calibrada primero para los efectos de temperatura y presión contra las propiedades conocidas del mercurio. El procedimiento incluye la medición del volumen especifico del mercurio A 76 °F y 2000 Psi. El mercurio fue entonces cargado a 2000 psi. Dentro de la cámara (PVT) evacuando con el pistón desplazado totalmente dentro del cilindro para medir el volumen muerto alrededor del pistón y en los niples entre el transductor y las válvulas. Este volumen muerto fue de 63.97 cm 3, el pistón fue entonces retirado por 200 cm3 (80 % de su desplazamiento total) y la cámara fue cargada otra vez con mercurio. Así el volumen total de trabajo del mercurio a 2000 psi. Fue medido a 263.97 cm 3. Los cambios de este volumen de referencia fueron entonces registrados mientras el volumen de mercurio era comprimido lentamente en incrementos de 2000 2000 psi. A 22000 psi. A una temperatura constante de 76 °F. Entonces el volumen ocupado por el mercurio fue medido mientras el mercurio era lentamente descompresionado desde 22000 psi. en similares incrementos. Este ciclo fue repetido, entonces además cambio el volumen específico en presión a 76 °F fue calculado del promedio de cuatro volúmenes medidos a cada presión. Este procedimiento fue repetido para temperaturas de 198°F y 345 °F. Datos de desplazamiento experimental por el mercurio se muestra en la figura No 2 y son comparados para predecir valores calculados de la literatura. La diferencia es el volumen de corrección de bombeo como una función de la temperatura y la presión. El volumen de corrección de bombeo fue estimado por la ecuación siguiente: siguiente: Volumen de corrección de bombeo = 5.35 X 10 3 cc/°F + 1.02 X 10 -4 cc/psi. Los volúmenes volúmenes específicos específicos de soluciones soluciones salinas salinas NaCl, CaCl 2, NaBr, CaBr2 y combinaciones de estas ZnBr 2/CaBr2/CaCl2 y ZnBr 2/CaBr2 fueron medidos con una función de temperatura y presión por procedimientos similares a los procedimientos para el mercurio. El volumen de corrección de bombeo fue restado de los cambios de volumen de medición para cada salmuera a cada temperatura y presión. Las composiciones de soluciones de salmuera se muestra en la tabla No.1. Entre las muestras el aparato experimental fue enfriado a la temperatura de la habitación, con agua aire seco y evacuación e vacuación bajo vacío.




CAMARA DE DESPLAZAMIENTO CALENTADA ELECTRICAMENTE

INDUCTOR DE PRESION DIGITAL CON TRANSDUCTOR DRENE SALMUERA

VACIO CONTROLADOR DE TEMPERATURA

DRENE PARA MEDICION DE DENSIDAD

BOMBA DE CARGA Hg

DEPOSITO Hg

DE SALMUERA

DRENE

ESQUEMA PARA APARATO DE P.V.T.

FIG. 1 Esquema para aparato de P.V.T.

3.2.1.- Resultados Y Discusiones Discusiones En el procedimiento de prueba el volumen específico de cada salmuera fue medida como una función de presión a una temperatura constante. Los resultados de estas mediciones se muestran en las figuras No. 3 a 8 nótese de esas figuras que los efectos de temperatura son más dominantes en los cambios de volúmenes específicos de las salmueras que los efectos de presión. Una regresión lineal múltiple fue usada en los datos experimentales del cloruro de sodio en la figura No. 3 y fue comparada para las propiedades volumétricas obtenidas de la literatura en una solución de cloruro de sodio al 19 % en peso (ver tabla No. 2) los valores de esas referencias fueron determinadas de un análisis de regresión de los datos experimentales e xperimentales recopilados desde estudios de fechas anteriores. Los volúmenes específicos experimentales medidos en este estudio estuvieron entre ### 0.5 % de los valores determinados por Rogers y Pytzer y difieren de los datos de Potter y Brown´s por no menos del 2.5 %.




DATOS DATOS DE DE LIT. LIT. PARA PARA EL EL Hg Hg DATOS EXPERIMENTALES PARA EL EL Hg DATOS EXPERIMENTALES PARA Hg

88 66

345øF øF 345

44 DESPLAZAMIENTO DESPLAZAMIENTO 22 DELDEL PISTON (cc) (cc) PISTON 00

198øF øF 198

-2-2 -4-4

76 76 øF øF 00

22

44

00 22 2 8 10 1122 1144 1166 1188 22 PRESION (psig X 1000)

CAMARA DE P.V.T.PARA LA CAMARA FIGURA 2. CALIBRACION DE MERCURIO DE P.V.T.

Dos propiedades termodinámicas importantes se pueden derivar de los datos de volumen específico experimental, estas son los coeficientes isobáricos de la expansión volumétrica (Alfa ά) y los coeficientes isométricos isométricos de compresibilidad (Beta β) que son definidos como:

δυ Δυ 1 δ V 1 1 ----- ( ------ ) P = ---- ( ------ )P Ξ ----- (------ ) P α= ----V δ T υ δT υ ΔT

(2)

-1 δ V -1 δυ -1 Δυ β= ----- ( ------ ) T = ---- ( ------ )T Ξ ----- (------ ) T V δ T υ δT υ ΔT

(3)




Convirtiendo el volumen especifico especifico de densidad y calculando calculando las derivadas (δP/δT)P y (δP/δP)T son completamente útiles para expresar la variación variación de densidad como una función de temperatura y presión. Esos cambios de densidad se denominan factores de corrección de densidad de la salmuera (A , B) y son definidos como: δP

Δ P

A = - ( ----- ) P Ξ - ( ------ ) P δT ΔT δP

(4)

Δ P

β = ( ----- ) T

Ξ - ( ------ ) T

δT

( 45)

ΔT

Los coeficientes α , A , β y B han sido calculados para cada cada salmuera salmuera usando las ecuaciones ecuaciones 2 a 5 y los datos experimentales experimentales a las condiciones de temperatura y presión presión mostrados en las tablas 3 y 4 note de valores de A y B que el total de las salmueras salmueras requerirá aproximadamente aproximadamente un incremento incremento de 15000 PSI. de presión para contrarrestar la expansión térmica de un incremento de temperatura de 100 °F toda vez que la densidad de la salmuera es una función de temperatura y presión, las ecuaciones 4 y 5 pueden ser combinadas para formar la diferencial total expresada como: δP

δP

A = ( ------ ) T Dp + ( ------ ) P Dt δP δT

(6)

ó D P = B Dp - A Dt


(7)



Los coeficientes en la ecuación 7 son casi constantes para muchos fluidos sobre rangos considerables de temperatura y presión. Una simple aproximación podría asumir que A y B para cada salmuera sea constante sobre los rangos de interés de temperatura y presión. Así la ecuación 7 se convierte en: P2 - P1 = B ( P 2

-

P 1 ) - A ( T 2 - T1 )

(8)

Además las variantes de densidad escritas en la ecuación 8 podrían ser aproximadas a través de un conocimiento de los factores de corrección de densidad (ver tabla 3 y 4). Sin embargo la información sobre las variantes de densidad estarán limitadas a solo los sistemas de salmueras evaluados en este estudio. Para una mayor precisión en predecir estos cambios de densidad y para incluir otras composiciones de salmueras, una fórmula de interpolación fue desarrollada desde la relación (PVTX) que es: presión, volumen, temperatura, concentración, para ajustar los resultados experimentales hubo 204 puntos de datos usados en el análisis de regresión múltiple. El modelo resultante contabilizó un total del 98.8 % de la variación total en la diferencia de densidad. La diferencia de densidad para este modelo fue definida como el cambio en densidad de las condiciones del ambiente ambiente (por ejemplo 76 °F y cero psi) para la densidad precedida a temperatura y presión. la figura no. 9 es una representación gráfica del modelo de diferencia de densidad para una solución salina al 65 % en peso. La utilización de este modelo se demuestra en un problema de ejemplo en el apéndice. 0.95 0.94 0.93 0.92

345 øF

0.91 0.90 VOLUMEN ESPECIFICO (cc/g)

0.89 0.88

198 øF

0.87 0.86 0.85 76 øF

0.84 0.84 0

2

4 8 10 12 PRESION (psig X 1000)

14

16

18

20

22

FIGURA 3. VOLUMEN ESPECIFICO DE UN 19% SALMUERA DE CLORURO DE SODIO A ELEVADAS TEMPERATURAS Y PRESIONES




0.78 0.77 0.76 345 øF VOLUMEN ESPECIFICO

0.75 0.74

(cc/g)

198 øF

0.73 0.72 0.71

76 øF

0.70 0

2

4

8

10

12

14

16

18

20

22

PRESION (psig X 1000) FIGURA 4. VOLUMEN ESPECIFICO DE UN 37% SALMUERA DE CLORURO DE CALCIO A ELEVADAS TEMPERATURAS Y PRESIONES AL CUADRADO

0.73 0.72 0.71 0.70

VOLUMEN ESPECIFICO

345 øF

0.69 0.68

(cc/g)

198 øF

0.67 0.66

76 øF

0.65 0.64 0

2

4

8

10

12

14

16

18

20

22

PRESION (psig X 1000) FIGURA 5. VOLUMEN ESPECIFICO DE UN 45% SALMUERA DE BROMURO DE SODIO A ELEVADAS TEMPERATURAS Y PRESIONES




0.63

0.62

0.61 345 øF 0.60 VOLUMEN ESPECIFICO

0.59 198 øF

(cc/g) 0.58

76 øF

0.57

0.56 0

2

4

8

10

12

14

16

18

20

22

PRESION (psig X 1000) FIGURA 6. VOLUMEN ESPECIFICO DE UN 54% SALMUERA DE BROMURO DE CALCIO A ELEVADAS TEMPERATURAS Y PRESIONES AL CUADRADO

T A B L A 3.I Propiedades Físicas De Salmueras Pesadas Evaluadas En Este Estudio. Salmuera NaCl CaCl2 NaBr CaBr2 ZnBr2/CaBr2/CaCl2 ZnBr2/CaBr2

Concentración de sal (% En Peso) 19 37 45 54 65 75

Densidad A 76 °F (gr. /cc ) 0 Psi. * 2000 Psi ** 1.138 1.374 1.497 1.715 1.920 2.310

1.1412 1.3779 1.4996 1.7165 1.9255 2.3140

*Mediciones hechas por el medidor de densidad Mettler/Paar Dma 35 **Las mediciones hechas gravimétricamente se describen en la sección experimental.




T A B L A 3.2 COMPARACIÓN DE PROPIEDADES VOLUMÉTRICAS DE SOLUCIÓN DE CLORURO DE SODIO AL 19 % EN PESO. Temperatura (°F)

Presión (psi)

122 122 122 122 212 212 212 212 302 302 302 302

Datos experimentales *

2900 8700 14500 21750 2900 8700 14500 21750 2900 8700 14500 21750

Valores De Literatura Potter & Brown Rogers & Pitzer ** ** *

0.8864 0.8758 0.8652 0.8520 0.9097 0.8992 0.8886 0.8753 0.9331 0.9225 0.9120 0.8987

0.8842 0.8703 0.8598 0.8489 0.9050 0.8857 0.8741 0.8606 0.9337 0.9083 0.8929 0.8772

0.8840 0.8736 0.8642 0.9080 0.8962 0.8859 0.9376 0.9233 0.9115

* Volúmenes específicos específicos calculados de las ecuaciones empíricas (cc/g) = 0.859954 + 2.597412 X 10-4 T (°F) - 1.822673 X 10-6 P (Psi); R² = 0.994 ** Valores obtenidos de Potter y Brown (1977) *** Valores obtenidos de Roger y Pitzer (1982) T A B L A 3.3 Expansibilidad De Fluidos De Salmueras Pesadas De 12000 Psi. DE 76°F A 198°F. Salmuera

Densidad (lb/Gal)

Na Cl Ca Cl2 Na Br Ca Br2 ZnBr2/CaBr2/CaCl2 ZnBr2/CaBr2

9.49 11.46 12.48 14.30 16.01 19.27


A (Vol/Vol/ °F X 10-4 ) (Lb/Gal/100 (Lb/Gal/ 100 °F) α

2.54 2.39 2.67 2.33 2.27 2.54


0.24 0.27 0.33 0.33 0.36 0.48


T A B L A 3.4 Compresibilidad De Fluidos De Salmueras Pesadas A 198 °F DE 2000 A 12000 Psi. Salmueras

Densidad ( Lb/Gal )

NaCl CaCl2 NaBr CaBr2 ZnBr2/CaBr2/CaCl2 ZnBr2/CaBr2

9.49 11.46 12.48 14.30 16.01 19.27

B ( Vol/Vol/Psi X 10 -6 )( Lb/Gal/1000 Psi) β

1.98 1.50 1.67 1.53 1.39 1.64

0.019 0.017 0.021 0.022 0.022 0.031

Apéndice

Problema de ejemplo: Determine la presión hidrostática o la presión de fondo en el pozo (Pb) ejercida por un fluido de terminación salmuera conociendo las propiedades de la salmuera y las condiciones del pozo:       

Densidad de la salmuera en superficie 16 lbs/gal Concentración de sal 65 % en peso Gradiente de presión de la salmuera 0.832 psi/pie Temperatura en superficie 76 °F. Temperatura estática en el fondo del pozo 330 °F. Profundidad verdadera del agujero 17000 pies Gradiente de temperatura del pozo 1.49 °F / 100 pies.

3.2.2 Solución Hoberock, Thomas y Nickers han demostrado que la presión en el fondo del pozo Pb (psi ) puede ser computada de la la suma de los cambios cambios de presión (P) desde la superficie a la profundidad total con el conocimiento de la densidad de la salmuera como una función de temperatura y presión P(T,P). La siguiente ecuación representa estos cálculos. Pb = ΣPn ; ΔP = 0.052 [ P ( T , P ) ] ΔD n = 1



( 9 )


Usando el modelo de las diferencias diferencias de densidades en la figura no. 9 para el 65 65 % en peso en concentración de sal, la siguiente tabla de datos puede ser construida para calcular la densidad y los cambios de presión subsecuentes como una función de la profundidad. Profundidad

Temperatura

(Pies)

(°F)

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 17000

76 106 136 166 196 225 255 285 315 330

Además

P B = ΣΔP =

Densidad

P(T,P)

( Lbs/Gal )

(Lbs/Gal)

0 -0.075 -0.150 -0.225 -0.300 -0.375 -0.450 -0.525 -0.600 -0.637

16.0 15.925 15.850 15.775 15.700 15.625 15.550 15.475 15.400 15.363

| ΔP Diferencial ( Psi ) 0 1.656 1.648 1.641 1.633 1.625 1.617 1.609 1.602 799

13930 Psi.

Evaluando la presión en el fondo del pozo usando la tradicional técnica de densidad constante (por ejemplo los efectos de temperatura y presión se cancelan uno al otro) dan como resultado lo siguiente.-

P B = 0.052 ( 16.0 ) ( 17000 ) = 14144 Psi.

Note la diferencia de 314 psi. de la actual presión hidrostática que podría ser significativa en el uso efectivo de salmuera pesadas durante las operaciones de terminación y reparación de pozos.




3.3 MODELO DE DENSIDAD DE SALMUERAS MEZCLADAS Y PURAS COMO UNA FUNCION DE LA COMPOSICION COMPOSICION TEMPERATURA TEMPERATURA Y PRESION PRESION.. Conclusiones: 1) Una bomba de desplazamiento positivo puede ser usada para el análisis de presión volumen y temperatura (PVT) de la fase liquida de las salmueras debido a que la deformación por bombeo para la temperatura y presión ha sido calculada. 2) Datos experimentales colectados para cloruro de sodio están en relación directa con los valores de la literatura citada. 3) Una observación para evaluar las derivadas ( δP/δT)P y (δP/δP)T de cada sistema de salmueras muestra que esta salmuera requeriría aproximadamente un incremento de 15000 PSI. en presión para contrarrestar la expansión térmica de un incremento de 100 °F en temperatura. 4) Una fórmula de interpolación ha sido desarrollada de la relación P-V-T-X´ para adecuar los resultados experimentales. El modelo de regresión múltiple calculado para el 98 % de la varianza total en las diferencias de la densidad para la fórmulación de sal desde 19 a 75 % en peso en un rango de temperatura de 76 a 345 °F y presiones pre siones superiores a 22000 PSI. Nomenclatura A= Factor de corrección de densidad para temperatura (Lb/Gal/100°F ) B= Factor de corrección de densidad para presiones ( Lb/Gal/1000 Psi.) P= Presión (Psi) T= Temperatura (°F) V= Volumen (Cc) X = Concentración de sal (% Por Peso) α= Coeficiente isobárico de expansión volumétrico (Vol/Vol/°F X 10-6) β = Coeficiente isotérmico de compresibilidad (Vol/Vol/Psi (Vol/Vol/Psi X 10-6) υ= Volumen específico (Cc/G) multiplica por 8.345 para lb/gal ) ρ= Densidad gr./cc ( multiplica A medida que la temperatura de las soluciones aumenta, el volumen de la solución aumenta; con un decrecimiento resultante en la densidad. Las tablas de fórmulación de salmueras usa 60 °F como un punto de referencia para computación. El cambio de densidad de salmuera debido a temperatura puede ser calculado con las siguientes fórmulas usando el coeficiente de expansión indicado en la tabla:




Factores de expansión de volumen (Ve) Ve

Densidad (lpg)

.000349 .000406 .000280 .000333 .000300 .000289 .000260 .000240 .000239 .000271 .000264 .000257 .000254 .000253 .000250 .000250 .000250 .000251 .000252 .000254 .000259 .000264 .000271 .000278

Tipo De Salmuera

9.0 9.5 12.0 9.0 9.5 10.0 10.5 11.0 11.5 12.0 12.5 13.0 13.5 14.0 14.5 15.0 15.5 16.0 16.5 17.0 17.5 18.0 18.5 19.0

NaCl NaCl NaBr CaCl 2 CaCl 2 CaCl 2 CaCl 2 CaCl 2 CaCl 2 CaBr 2/CaCl2 CaBr 2/CaCl2 CaBr 2/CaCl2 CaBr 2/CaCl2 CaBr 2/CaCl2 CaBr 2/CaCl2 CaBr 2/CaCl2 ZnBr 2/CaBr2/CaCl2 ZnBr 2/CaBr2/CaCl2 ZnBr 2/CaBr2/CaCl2 ZnBr 2/CaBr2/CaCl2 ZnBr 2/CaBr2/CaCl2 ZnBr 2/CaBr2/CaCl2 ZnBr 2/CaBr2/CaCl2 ZnBr 2/CaBr2/CaCl2

Fórmula 1.

Do = Dt [ 1 + Ve ( T - 60°F ) ]

Fórmula 2.

Do Dt = -------------------------------------------------------- --------------------[ 1 + Ve ( T - 60°F ) ]




3.3.1 Ejemplos de efectos de tempera t emperatura tura sobre densidad Ejemplo 1 : Se requiere un fluido de CaCl 2/CaBr2 de densidad 12.5 Lpg para controlar un pozo cuya temperatura promedio es 200 °F. ¿Cual será la densidad de este fluído a 60 °F ? Aplicando la fórmula 1. Do = 12.5 [1 + 0.000264 (200° - 60°)] = 12.5 (1 + 0.3696) = 13.0657 Lpg = 13.1 Lpg @ 60 °F

Ejemplo 2 : ¿Cual será la densidad de un fluido fluido de 12.5 Lpg a 60 °F °F cuando es usado en un pozo con un promedio de temperatura de 150 °F ? Aplicando La Fórmula 2.

Dt

12.5 = -------------------------------------------------------- -----------------------1 + 0.000264 (150° - 60°) =

12.5 -----------------------1 + 0.2376

= 12.20898 Lpg = 12.21 Lpg @ 150 °F




4.1CAMBIOS DE DENSIDAD DE UNA SALMUERA SIMPLE 1) Para incrementar la densidad de una salmuera adicionando sal. La adición de sal también incrementa el volumen de la salmuera. El volumen final de la salmuera se encuentra con la fórmula siguiente: Wo Vf = ( Vo ) --------------Wf Donde: Vf: Vo: Wo: Wf:

Volumen final de la salmuera (bls) Volumen original de la salmuera ( bls ) Contenido final de agua (bls/bbl de salmuera) Contenido original de agua (bls/bbl de salmuera)

Las libras requeridas de adición de sal es la siguiente: Sa = Sf Vf - Vo So Donde: Sa: Sf: So:

Sal adicionada en (lbs) Contenido final de sal (lbs/bbl de salmuera) Contenido original de sal (lbs/bbl de salmuera)

Para disminuir la densidad de una salmuera agregando únicamente agua. Volumen final de la salmuera esta dado por la siguiente fórmula: Vo So Vf = -------------------------Sf Donde: Vf : Vo : So : Sf :

Volumen final Volumen original Contenido original de sal Contenido final de sal




4.2 MEZCLANDO DOS SALMUERAS La variación en la densidad de las salmueras puede ser realizado mezclando una salmuera pesada con una salmuera ligera o agua fresca. El cálculo del volumen final y la densidad están basadas en el hecho de que el peso y el volumen de cada componente agregado sube el peso y el volumen de la mezcla final. Vo + Va = Vf

Y

Vo Do + Va Da = Vf Df Donde: Da: Do: Df:

Densidad de fluídos adicionados (Lbs/Gal) Densidad original de fluído ( Lbs/Gal) Densidad final del fluído ( Lbs/Gal )

Estos dos problemas pueden ser solucionados simultáneamente para proporcionar la siguiente versión simplificada para fácil aplicación en el campo. ( Do - Df ) Va = Vf ------------------( Do - Da ) ( Df - Do ) Va = Vo --------------------------------- -( Da - Df ) ( Do - Da ) Vf = Va ----------------------------------- -( Do - Df ) ( Da - Do ) Vf = Vo ----------------------------------- ---( Da - Da ) ( Da - Df ) Vo = Vf ------------------( Da - Do ) 4.3




4.4 CALCULOS PARA TERMINACION).

SALMUERA

DE

SALES DOBLES. (FLUIDOS DE

Hay dos situaciones donde puede ser necesario cambiar la composición de un fluido de terminación salmuera densificada. La primera es cuando una salmuera ha sido preparada y subsecuentemente se ha determinado que su densidad fue insuficiente para controlar la presión del yacimiento .El segundo es donde una salmuera ha sido diluida en agua y debe ser retornada al punto original de cristalización. Aumentando la densidad de una salmuera para terminación no diluida.- La temperatura de cristalización de una salmuera se determina por la solubilidad de la menor sal soluble y en el caso de los fluidos de terminación, esta sal es el cloruro de calcio.- Como la densidad de la salmuera se aumenta el contenido de CaCl 2 debe ser disminuido si la temperatura de cristalización va a permanecer aproximadamente constante. También note que la temperatura de cristalización puede ser bajada a una densidad constante por disminución del contenido de CaCl 2 aumentando el contenido de bromuro de calcio. Si un fluido de terminación salmuera no diluida, va a aumentarse en densidad y la temperatura de cristalización va a permanecer igual o menor, será necesario añadir agua y bromuro de calcio a la solución. La cantidad de agua adicional y bromuro de calcio puede ser determinada como sigue: 1) Determine la siguiente información de una de las tablas : 

Co: Cloruro de calcio (lbs/bbl) de la salmuera al ser aumentada su densidad (mezcla original).



Cf: Cloruro de calcio (lbs/bbl) de la solución resultante después de aumentada su densidad (salmuera (salmuera final).



Wa: Agua (bls/bbl) de agua ag ua adicional requerida



Wo: Agua (bls/bbl) de salmuera original.



Wf: Agua (bls/bbl) de salmuera final.



Bo: Bromuro de calcio (lbs/bbl) de la salmuera a ser aumentada su densidad (salmuera original).



Bf: Bromuro de calcio (lbs/bbl) de la solución resultante después de densificar (salmuera final)




2) Después determine el agua adicional necesaria para cada barril de la salmuera original original para proveer la misma relación de CaCl2 a agua como se muestra en la tabla para la salmuera final. Esta cantidad se encuentra como sigue: Co Wf Wa = ------------------------------------------- -- - Wo Cf 3) El agua total adicional requerida entonces es igual al agua adicional (Wa) bls/bbl, tantas veces del volumen original del agua (Vo) esto se expresa como sigue: Co Wf Wa Total =(Vo) ------------------------------------- ---- - Wo Cf 4) El bromuro de calcio calcio total adicional se se encuentra de de la misma manera que el agua adicional y se expresa en la ecuación ecuación siguiente: Co Bf Ba Total =(Vo) ------------------------------------ ----- - Bo Cf 5) El volumen final de la salmuera se encuentra de la misma manera como se usa en la salmuera de sal única, la ecuación es: Vo Wo Vf = ---------------------------------------- ----------- Sistema de sal Wf sola únicamente, o alternativamente Sistema de sal sencilla o múltiple únicamente, Vo Co Vf = --------------------------wf




4.5 AUMENTANDO LA DENSIDAD DE UNA SALMUERA COMO FLUIDO DE TERMINACION DILUIDA. Hay dos métodos de redensificar una salmuera diluida a la densidad original. Un método usando CaCl2 y bromuro de calcio, mientras que el segundo sólo usa bromuro de calcio. El primer método es usado cuando un sistema eficiente de mezclado esta disponible. El segundo es usado cuando se tiene un ineficiente sistema de mezclado o cuando se desea reducir el tiempo de mezclado al mínimo. Generalmente usted usará bromuro de calcio para densificar en la localización del pozo. En la mayoría de los casos el diluyente es agua dulce o puede ser considerado que sea agua dulce debido a que el sodio y potasio en agua de mar o salmuera de campo será precipitado, y el resultado es el mismo que si se diluye con agua dulce. Fuera de considerar el método de densificar usado, el primer paso es determinar la cantidad de agua que ha sido mezclada en la salmuera original, esto se hace usando una versión modificada de la ecuación (4c)(Ver ecuaciones). El volumen redensificado puede ser encontrado usando la siguiente ecuación: Vw Vrw = ( Vd - Vw ) + -------------Wo Vrw = Volumen redensificado bls. Determinación de sal para redensificar con CaCl 2 y bromuro de calcio. Son usadas las tablas para determinar la cantidad de CaCl 2 y CaBr2 requerido para redensificar cuando se usan sales múltiples las siguientes ecuaciones pueden ser usadas: Bo Brw = ( Vw ) -------------Wo

y

Co Crw = ( Vw ) --------------Wo Crw = Lbs de CaCl 2 al 95% para redensificar agua adicionada. El volumen densificado densificado puede ser encontrado usando la la ecuación siguiente: siguiente:




Vw Vrw = ( Vd - Vw ) + ----------------------------------------- ---Wo Vrw = Volumen redensificado bls. ( Do - Df ) Va = Vf -------------------------------( Do - Da ) Va se convierte en Vw = Volumen Volumen de agua adicionada adicionada bls Vf se convierte convierte en Vd = Volumen diluido diluido de de salmuera salmuera bls. Df se convierte convierte en Dd = Densidad diluida diluida de de salmuera salmuera lbs/gal. Da se convierte convierte en Dw = 8.34 lbs/gal densidad densidad del agua (Do - Df) Vw = Vd ---------------------------------------- --------(Do - 8.34) Una vez que el volumen de agua añadida se ha determinado la cantidad de sal para densificar ese volumen de agua a la densidad original pude ser determinada. Estos dos métodos se describen abajo: Determinación de sal redensificada con bromuro de calcio Son usadas tablas para determinar la cantidad de CaBr 2 redensificar. Se puede usar la siguiente ecuación:

requerido para

Bo Brw = ( Vw )--------------Wo Bo =

CaBr2 al 95 % (lbs/bbl) a la densidad de la salmuera original

Brw =

Lbs de CaBr2 al 95 % para par a redensificar agua adicionada Vw

Wo =

Contenido de agua a la densidad de la salmuera original lbs/bbl

Vw =

Volumen de agua adicionada (bls).




4.6 CALCULOS PARA SALMUERAS DE SALES MULTIPLES, FLUIDOS DE TERMINACION Las razones para cambiar la composición de todas las salmueras de fluidos de terminación son las mismas. Sin embargo, la aproximación debe ser diferente. Bromuro de Zinc no es disponible generalmente, en forma sólida, así el densificado debe usar Bromuro de Calcio sólido, Cloruro de Calcio Sólido y 19.2 lbs/gal de solución de Bromuro de Zinc. Debido al hecho de que CaCl 2 sólido es difícil de disolver bajo condiciones de campo, los cálculos demostrados aquí usaran soluciones de CaBr 2 y Bromuro de Zinc. Aumentando la densidad de salmueras como fluidos de terminación, no diluidas En el campo el método práctico práctico de aumentar la la densidad de una una salmuera no diluida es añadir 19.2 lbs/gal de Bromuro de Zinc, esto puede ser hecho por la ecuación modificada para obtener la ecuación siguiente: (Df - Do) V 19.2 = Vo --------------------------------------------- ---------(19.2 - Df) El volumen final entonces es igual a: Vf = V 19.2 + Vo Cuando hay una gran diferencia entre la densidad final y la densidad original, el volumen final aumentara significativamente. Este hecho debe ser considerado cuando se planee redensificar.




Aumentar la densidad de una salmuera como fluido de terminación t erminación diluida El primer paso en redensificar una salmuera como fluido de terminación diluido es determinar la cantidad de agua que ha entrado al sistema esto se hace usando la ecuación siguiente: (Do - Dd) Vw = Vd --------------------------------------- -----(Do - 8.34) Una vez que el volumen de agua adicionada se ha determinado, la cantidad de sales para redensificar ese volumen a la densidad original debe ser determinada, esto puede ser hecho usando tablas. Este procedimiento procedimiento se maneja maneja exactamente exactamente de de la misma manera que el redensificado. De los sistemas de fluidos de terminación. La ecuación (9) se usa para determinar el contenido de Bromuro de calcio con valores determinados de tablas. Bo Brw = (Vw) --------------Wo La ecuación ( 12 ) se usa para determinar el volumen de solución de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal. Zn O Znrw = ( Vw )---------Wo Zn = Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal como bls/bbl a la densidad de la salmuera original. Znrw = Bls de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal para redensificar el agua adicionada. El volumen redensificado se encuentra usando la ecuación : Vw Vrw = ( Vd - Vw ) + -----------Wo




ECUACIONES Wo 1. Vf = ( Vo ) --------------Wf 2. Sa = Sf Vf - Vo So Wo 3. Vf = ( Vo ) ------------Wf 4 A Vo + Va = Vf 4 B Vo Do + Va Df ( Do - Df ) 4 C Va = Vf -----------------( Do - Da ) ( Df - Do ) 4 D Vo = Vo ----------------------------------( Da - Df ) ( Do - Da ) 4 E Vf = Va ----------------------------------- ---( Do - Df ) ( Da - Do ) 4 F Vf = Vo ----------------------------------- -( Da - Df ) ( Da - Df ) 4 G Vo = Vf ---------------------------------- --( Da - Do ) 5

Co Wf Wa = -------------- - Wo Cf




Co Wf 6 A Wa Total = ( Vo ) --------------- - Wo Cf Co Bf 6 B Ba Total = ( Vo ) ------------------ - Bo Cf 7.

Co Vf = ( Vo ) ---------Cf

8.

( Do - Dd ) Vw = Vd ------------------------------------------ --( Do - 8.34 )

9.

Bo Brw = ( Vw ) ------------Wo

Vw 10. Vrw = ( Vd - Vw ) + ------------ ------Wo Co 11. Crw = ( Vw ) ----------Wo

12.

( Df - Do ) V 19.2 = ( Vo ) ------------------------------------- -----( 19.2 - Df )

Zn O 13 . ZnBr = ( Vw ) ----------------Wo




ABREVIATURAS                           

Vf= Volumen final de salmueras ( Bls.) Vo= Volumen original de salmueras (Bls. ) Wf= Contenido final de agua ( bls/bl ) de salmuera Wo= Contenido original de agua ( bls/bl ) de salmuera Sa= Contenido adicional de sal ( lbs/bl ) de salmuera Sf= Contenido final de sal ( lbs/bl ) de salmuera So= Contenido original de sal ( lbs/bl ) de salmuera Da= Densidad adicionada de fluido ( lbs/gal ) Df= Densidad final de fluidos ( lbs/gal ) Bo= Bromuro de calcio ( lbs/bl ) de la salmuera para incrementar la densidad (Salmuera original) Bf = Cloruro de Calcio ( lbs/bl ) de la solución resultante después de redensificar (Salmuera final). Va= Volumen adicionado de agua a la salmuera (Bls ) Co= Cloruro de Calcio (lbs/bl ) de la salmuera para incrementar una densidad (Salmuera original ). Cf= Cloruro de Calcio (lbs/bl) de la solución resultante después de redensificar (Salmuera final ). Wa= (bls/bl ) de agua adicionada a la salmuera original Wa Total= Agua requerida total adicionada (bls) Ba Total= Bromuro de Calcio C alcio total adicionado en (lbs) Vw= Volumen adicionado de agua (bls) Vd= Volumen de salmuera diluido ( Bls ) Dd= Densidad diluida de la salmuera (lbs/gal ) Brw= Lbs de Bromuro de Calcio al 95% para redensificar agua adicionada Vw Vrw= Volumen redensificado (bls ) Crw= Lbs de Cloruro de Calcio al 95 % para redensificar agua adicionada V 19.2 = (bls) de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal Znrw= ( Bls ) de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal para redensificar agua adicionada. Zn O= (bls/bl ) de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal lbs/gal para densificar densificar una salmuera original.




CLORURO DE SODIO REQUERIDO PARA SATURAR UNA SALMUERA DE CLORURO DE CALCIO (CaCl2) DE COMPOSICION DE UN BARRIL DE SOLUCION SATURADA Salmuera Densidad Lbs/Gal 8.4 8.5 8.6 8.7 8.8 8.9 9.0 9.1 9.2 9.3 9.4 9.5 9.6 9.7 9.8 9.9 10.0 10.1 10.2 10.3 10.4 10.5 10.6 10.7 Mayor Que 10.7

CaCl2 Ca Cl2 %Peso 1.03 2.04 3.35 5.07 6.00 7.55 8.86 10.20 11.53 12.80 14.05 15.35 16.62 17.81 18.99 20.20 21.39 22.54 23.64 24.81 25.93 26.97 27.97 28.84

Salmuera CaCl2 Volumen (Bls)

77°F NaCl Lbs

175°F Na Cl Lbs.

0.89 0.90 0.90 0.90 0.91 0.91 0.91 0.92 0.92 0.93 0.93 0.93 0.94 0.94 0.95 0.95 0.96 0.96 0.97 0.97 0.98 0.99 0.99 1.00

106 103 99 95 90 85 81 76 72 67 63 58 53 49 44 40 35 31 26 22 17 13 10 6

120 116 112 108 104 100 95 90 85 80 75 70 66 62 58 54 50 45 40 35 30 25 22 18

1.00

6

18

Este dato esta basado en cálculos teóricos, los valores de la solubilidad del Na Cl pueden variar tanto como como 10 lbs/bl. con diferentes diferentes fuentes de Cloruro Cloruro de Sodio.




T A B L A 4.1 CEDULA DE MEZCLADO USANDO CLORURO DE CALCIO AL 95 % Cantidades por barril de salmuera Densidad de La salmuera Lb/Gal @ 60°F

Agua

Ca Cl 2

(Bbl)

(Lb)

(%)

Punto de cristalización (° F)

9.0

.980

35.3

9.3

21

9.1 9.2 9.3 9.4 9.5

.975 .970 .965 .959 .954

41.2 47.2 53.2 59.1 65.1

10.8 12.2 13.6 15.0 16.3

19 17 15 12 9

9.6 9.7 9.8 9.9 10.0

.949 .944 .940 .934 .929

71.1 77.0 83.0 89.0 94.9

17.6 18.9 20.2 21.4 22.6

6 3 0 -4 -8

10.1 10.2 10.3 10.4 10.5 10.6 10.7 10.8 10.9 11.0

.924 .919 .914 .909 .904 .899 .894 .889 .884 .879

101.0 107.0 113.0 119.0 125.0 131.0 137.0 143.0 149.0 155.0

23.8 25.0 26.1 27.2 28.3 29.4 30.5 31.5 32.5 33.5

-13 -18 -23 -29 -36 -43 -51 -59 -40 -22

11.1 11.2 11.3 11.4 11.5

.873 .866 .860 .854 .848

161.0 167.0 174.0 180.0 186.0

34.5 35.5 36.7 37.6 38.5

-11 0 13 27 35

11.6

.842

193.0

39.6

44


Ca Cl 2



T A B L A 4.2 Cedula De Mezclado Para Salmuera De Cloruro De Calcio 11.6 Lbs/Gal Densidad de la salmuera Lb/Gal @ 60° F

Para 1 Bl. ( 42 Gal. ) Agua Ca Cl 2 ( Bls ) ( Bls )

Punto de cristalización °F

9.0

.790

.210

21

9.1 9.2 9.3 9.4 9.5

.757 .727 .699 .666 .635

.243 .273 .301 .334 .365

19 17 15 12 9

9.6 9.7 9.8 9.9 10.0

.606 .576 .545 .514 .484

.394 .424 .455 .486 .516

6 3 0 -4 -8

10.1 10.2 10.3 10.4 10.5

.452 .422 .381 .361 .330

.548 .578 .619 .639 .670

-13 -18 -23 -29 -36

10.6 10.7 10.8 10.9 11.0 11.1 11.2 11.3 11.4 11.5 11.6

.300 .270 .240 .210 .180 .150 .120 .090 .060 .030 .000

.700 .730 .760 .790 .820 .850 .880 .910 .940 .970 1.000

-43 -51 -59 -40 -22 -11 0 13 27 35 44




T A B L A 4.3 CEDULA DE MEZCLADO PARA SALMUERAS DOBLES Densidad de Gradiente Cantidades Para 1 Bl De Salmuera la salmuera de presión Agua Ca Cl 2 Ca Br 2 @ 60° F Lbs/Pie ( Bls ) ( Lbs ) ( Lbs ) Lbs/Gal

Temperatura cristalización °F

11.7 11.8 11.9 12.0

.608 .613 .619 .624

.8309 .8263 .8215 .8168

192.34 189.81 187.27 184.73

8.45 16.90 25.36 33.81

50 51 51 52

12.1 12.2 12.3 12.4 12.5

.629 .634 .639 .645 .650

.8121 .8073 .8026 .7978 .7931

182.19 179.66 177.12 174.58 172.05

42.26 50.71 59.16 67.62 76.07

53 54 54 54 54

12.6 12.7 12.8 12.9 13.0

.655 .660 .665 .671 .676

.7883 .7836 .7789 .7741 .7695

169.51 166.97 164.43 161.90 159.36

84.52 92.98 101.43 109.89 118.34

55 55 55 56 57

13.1 13.2 13.3 13.4 13.5

.681 .686 .691 .697 .702

.7647 .7559 .7552 .7504 .7458

156.82 154.29 151.75 149.21 146.68

126.79 135.24 143.69 152.15 160.60

57 57 58 58 58

13.6 13.7 13.8 13.9 14.0

.707 .712 .717 .722 .728

.7410 .7363 .7316 .7267 .7221

144.10 141.60 139.06 136.53 133.99

169.05 177.50 185.95 194.41 202.86

58 58 58 58 58

14.1 14.2 14.3 14.4 14.5

.733 .738 .743 .748 .754

.7173 .7125 .7079 .7031 .6985

131.45 128.92 126.38 123.84 121.30

211.31 219.76 228.21 236.67 245.12

59 59 60 61 62




T A B L A 4.4 CEDULA DE MEZCLADO PARA SALMUERAS DOBLES Densidad de La Salmuera @ 60° F Lbs/Gal

Gradiente Cantidades para 1 Bl de salmuera Temperatura de presión Agua Ca Cl 2 Ca Br 2 Cristalización Lbs/Pie ( Bls ) ( Lbs ) ( Lbs ) °F

14.6 14.7 14.8 14.9 15.0

.759 .764 .769 .774 .780

.6937 .6889 .6482 .6795 .6748

118.77 116.23 113.69 111.16 108.62

253.57 262.02 270.48 278.93 287.39

63 64 65 65 66

15.1

.785

.6700

106.08

295.84

66

T A B L A 4.5 H W - I V CEDULA DE DE MEZCLAS Densidad de salmuera ( Lb/Gal) 15.2 15.3 15.3 15.5 15.6 15.7 15.8 15.9 16.0 16.1 16.2 16.3 16.4 16.5 16.6 16.7

Barriles 19.2 Lb/Gal ZnBr 2/CaBr 2 0.024 0.049 0.073 0.098 0.122 0.146 0.171 0.195 0.220 0.244 0.268 0.293 0.317 0.341 0.366 0.390


Barriles 4.2 Lb/Gal Ca Br 2 0.087 0.846 0.824 0.802 0.781 0.759 0.737 0.716 0.694 0.672 0.651 0.629 0.607 0.586 0.564 0.542

Lbs. Ca Cl 2 103.5 100.9 98.3 95.8 93.2 90.6 88.0 85.4 82.8 80.2 77.6 75.1 72.5 69.9 67.3 64.7


Punto de Cristalización (F°) 65 59 59 59 58 57 57 54 53 52 50 50 49 47 46 43


T A B L A 4.5 H W - I V CEDULA DE MEZCLAS (CONTINUACIÓN) (CONTINUACIÓN) Densidad de salmuera ( Lb/Gal) 16.8 16.9 17.0 17.1 17.2 17.3 17.4 17.5 17.6 17.7 17.8 17.9 18.0 18.1 18.2 18.3 18.4 18.5 18.6 18.7 18.8 18.9 19.0 19.1 19.2

Barriles 19.2 Lb/Gal ZnBr 2/CaBr 2 0.415 0.439 0.463 0.488 0.512 0.537 0.561 0.585 0.610 0.634 0.659 0.683 0.707 0.732 0.756 0.780 0.805 0.829 0.854 0.878 0.902 0.927 0.951 0.976 1.000


Barriles 4.2 Lb/Gal Ca Br 2 0.520 0.499 0.477 0.455 0.434 0.412 0.390 0.369 0.347 0.325 0.304 0.282 0.260 0.237 0.217 0.195 0.173 0.152 0.130 0.108 0.087 0.065 0.043 0.022 0.000

Lbs. Ca Cl 2

62.1 59.5 56.9 54.4 51.8 49.2 46.6 44.0 41.4 38.8 36.2 33.6 31.1 28.5 25.9 23.3 20.7 18.1 15.5 12.9 10.4 7.8 5.2 2.6 0.0


Punto de Cristalización (F°) 40 36 32 28 31 35 37 41 45 44 44 43 43 42 41 37 35 32 28 25 23 18 18 17 16


T A B L A 4.6 COMPOSICION DE SALMUERAS DE BROMURO DE CALCIO USANDO BROMURO DE CALCIO SOLIDO SOLIDO AL 95 %. Densidad de Salmuera @ 60°F Lb/Gal 11.6 11.7 11.8 11.9 12.0 12.1 12.2 12.3 12.4 12.5 12.6 12.7 12.8 12.9 13.0 13.1 13.2 13.3 13.4 13.5 13.6 13.7 13.8 13.9 14.0 14.1 14.2 14.3 14.4 14.5 14.6 14.7 14.8 14.9

Gradiente de presión Lb/Pulg 2/Pie .602 .608 .613 .618 .623 .628 .633 .639 .644 .649 .654 .660 .665 .670 .675 .681 .686 .691 .696 .701 .706 .712 .717 .722 .727 .733 .738 .742 .747 .752 .758 .763 .768 .773


Para preparar 1 Bl.(42 Gal) Punto de Ca Br 2 Agua cristalización Lbs. Bls. (°F) 186.3 191.9 197.5 203.1 208.7 214.3 219.9 225.5 231.1 236.7 242.3 248.0 253.7 259.4 265.1 270.8 276.5 282.2 287.9 293.6 299.4 305.2 311.0 316.8 322.6 328.4 333.4 340.1 346.0 351.9 357.8 363.8 369.8 375.8


.860 .856 .852 .848 .844 .840 .836 .832 .828 .824 .820 .816 .811 .807 .803 .799 .794 .790 .786 .781 .777 .772 .768 .763 .758 .754 .751 .744 .739 .734 .730 .724 .719 .714

-32 -36 -40 -45 -50 -55 -61 -67 -73 -80 -88 -92 -96 -87 -78 -70 -63 -53 -43 -39 -34 -27 -20 -13 -7 1 10 17 23 30 36 43 50 56


T A B L A 4.6 COMPOSICION DE SALMUERAS DE BROMURO DE CALCIO USANDO BROMURO DE CALCIO SOLIDO SOLIDO AL 95 95 %. (CONTINUACIÓN) Densidad de Salmuera @ 60°F Lb/Gal 15.0 15.1 15.2 15.3 15.4 15.5 15.6 15.7 15.8 15.9 16.0 16.1 16.2 16.3 16.4 16.5 16.6 16.7 16.8 16.9 17.0 17.1 17.2

Gradiente de presión Lb/Pulg 2/Pie .779 .785 . .790 .795 .801 .806 .811 .816 .822 .827 .832 .837 .842 .848 .853 .858 .863 .868 .874 .879 .884 .889 .894

Para preparar 1 Bl.(42 Gal) Punto de Ca Br 2 Agua cristalización Lbs. Bls. (°F) 381.8 387.8 393.9 400.0 406.1 412.2 418.3 424.1 430.3 436.2 442.1 448.2 454.3 460.6 466.9 472.8 478.7 484.6 490.5 497.0 503.5 509.4 515.3

.

.709 .704 .699 .693 .688 .683 .677 .672 .666 .661 .656 .651 .646 .640 .633 .629 .624 .619 .614 .608 .601 .596 .591

61 66 70 73 76 80 84 85 86 88 90 90 92 94 95 96 96 96 96 97 97 100 102

Esta tabla esta preparada únicamente únicamente para propósito de redensificaciones.




T A B L A 4.7 Composicion De 1 Bl. De Salmuera De Cloruro De Amonio Densidad de salmuera @ 70°F Lb/Gal

Agua Bls

NH4 Cl Lbs.

NH4 Cl %en peso

Temp. de Cristalización (°F Dados)(°F Determinados)

8.4

0.952

10.5

3.0

28.0

27.0

8.5

0.948

25.0

7.0

23.0

22.0

8.6

0.919

39.5

11.0

18.0

16.0

8.7

0.863

55.0

15.0

----

11.0

8.9

0.850

72.0

19.5

----

5.0

9.0

0.812

90.0

24.0

----

31.0

T A B L A 4.8 CEDULA DE DE MEZCLAS DE BROMURO DE SODIO USANDO BROMURO DE SODIO LIQUIDO Y AGUA. Densidad ( Lb/Gal )

Agua ( Bl )

9.0 9.1 9.2 9.3 9.4 9.5 9.6 9.7 9.8 9.9 10.0 10.1 10.2

0.8355 0.8108 0.7863 0.7614 0.7368 0.7120 0.6875 0.6630 0.6384 0.6138 0.5894 0.5649 0.5404


Na Br ( Bl )

Punto de Cristalización Cristalización ° F ( Temp.)

0.1645 0.1892 0.2137 0.2386 0.2632 0.2880 0.3125 0.3370 0.3616 0.3862 0.4106 0.4351 0.4596


28 27 26 25 24 23 19 18 17 16 15 13 12


CEDULA DE DE MEZCLAS DE BROMURO DE SODIO USANDO BROMURO DE SODIO LIQUIDO Y AGUA. (CONTINUACIÓN) Densidad ( Lb/Gal )

Agua ( Bl )

Na Br ( Bl )

10.3 10.4 10.5 10.6 10.7 10.8 10.9 11.0 11.1 11.2 11.3 11.4 11.5 11.6 11.7 11.8 11.9 12.0 12.1 12.2 12.3 12.4

0.5158 0.4913 0.4668 0.4422 0.4177 0.3927 0.3677 0.3427 0.3177 0.2940 0.2700 0.2450 0.2210 0.1960 0.1720 0.1420 0.1230 0.098 0.073 0.049 0.024 -------

0.4842 0.5087 0.5332 0.5578 0.5823 0.6073 0.6323 0.6573 0.6823 0.7060 0.7300 0.7550 0.7790 0.8040 0.8260 0.8530 0.8770 0.9020 0.9270 0.9510 0.9760 1.0000


Punto de Cristalización Cristalización ° F ( Temp.)


11 10 9 6 3 1 -2 -5 -6 -8 -10 -12 -14 -16 -19 -21 -13 -6 5 16 27 38


T A B L A 4.9 CEDULA DE MEZCLAS CON BROMURO DE SODIO USANDO BROMURO DE SODIO SOLIDÓ Y AGUA. Densidad ( Lb/Gal )

Agua ( Bls )

Na Br ( Lbs )

Na Br (%)

8.4 8.5 8.6 8.7 8.8 8.9 9.0 9.1 9.2 9.3 9.4 9.5 9.6 9.7 9.8 9.9 10.0 10.1 10.2 10.3 10.4 10.5 10.6 10.7 10.8 10.9 11.0 11.1 11.2 11.3 11.4 11.5 11.6 11.7 11.8 11.9

0.999 0.996 0.992 0.989 0.984 0.979 0.975 0.970 0.966 0.961 0.956 0.950 0.949 0.941 0.937 0.933 0.927 0.923 0.918 0.914 0.910 0.905 0.900 0.895 0.891 0.886 0.882 0.877 0.872 0.867 0.862 0.857 0.853 0.847 0.844 0.839

2.1 7.6 13.7 19.2 25.0 31.0 36.7 42.6 48.3 54.2 60.2 66.4 72.0 77.9 83.6 89.2 95.4 101.1 107.1 112.6 118.2 124.1 130.2 136.0 141.7 147.6 153.3 159.2 165.1 171.1 177.0 183.0 188.6 194.8 200.2 206.0

0.60 2.20 3.78 5.20 6.70 8.20 9.65 11.00 12.40 13.75 15.10 16.45 17.65 18.93 20.10 21.25 22.50 23.60 24.75 25.75 26.80 27.85 28.95 29.95 30.95 31.90 32.85 33.80 34.75 35.70 36.60 37.55 38.35 39.25 40.00 40.80


Punto de Cristalización ( ° F Temp. )


------28 27 26 25 24 23 19 18 17 16 15 13 12 11 10 9 6 3 1 -2 -5 -6 -8 -10 -12 -14 -16 -19 -21 -13


T A B L A 4.9 (Continuación) Densidad ( Lb/Gal )

Agua ( Bls )

Na Br ( Lbs )

Na Br (%)

12.0 12.1 12.2 12.3 12.4 12.5 12.6 12.7

0.834 0.831 0.825 0.823 0.816 0.812 0.807 0.804

212.0 217.3 223.6 228.5 235.1 240.7 246.7 252.0

41.65 42.35 43.20 43.80 44.70 45.40 46.15 46.80

Punto de cristalización cristalización ( ° F Temp. ) -6 5 10 27 38 ----

T A B L A 4.10 CEDULA DE MEZCLAS DE CLORURO DE SODIO/BROMURO DE SODIO USANDO 10.0 10.0 LB/GAL LB/GAL DE Na Cl Y 12.4 L LB/GAL DE Na Br Br Densidad ( Lb/Gal ) 10.0 10.1 10.2 10.3 10.4 10.5 10.6 10.7 10.8 10.9 11.0 11.1 11.2 11.3 11.4 11.5 11.6 11.7 11.8

10.0 Lb/Gal Na Cl ( Bl ) 1.000 0.958 0.917 0.875 0.833 0.792 0.750 0.708 0.667 0.625 0.583 0.542 0.500 0.458 0.417 0.375 0.333 0.292 0.250 Carretera Monterrey - Saltillo Km. 339, Santa Catarina Nuevo León. C.P. 66350 (8) 336 21-21 Fax (8) 399 27-43 E-mail: [email protected] [email protected] xa.com.mx

Na Br ( Bl )

Punto de cristalización cristalización ( ° F Temp. )

0.000 0.042 0.083 0.125 0.167 0.208 0.250 0.292 0.333 0.375 0.417 0.458 0.500 0.542 0.583 0.625 0.667 0.708 0.750

30 -------------------------------------



T A B L A 4.10 (CONTINUACIÓN) (CONTINUACIÓN) Densidad 10.0 Lb/Gal Na Cl ( Lb/Gal ) ( Bl ) 11.9 12.0 12.1 12.2 12.3 12.4

0.208 0.167 0.125 0.083 0.042 0.000

Na Br

( Bl )


0.792 0.833 0.875 0.917 0.958 1.000

23 28 32 36 39 46

T A B L A 4.11 Cedula De De Mezclas De Cloruro De Sodio / Bromuro De Sodio. Densidad ( Lb/Gal )

Agua (Bls )

Na Cl (Lbs)

Na Br (Lbs )

10.0 10.1 10.2 10.3 10.4 10.5 10.6 10.7 10.8 10.9 11.0 11.1 11.2 11.3 11.4 11.5 11.6 11.7 11.8 11.9 12.0 12.1 12.2 12.3 12.4 12.5 12.6 12.7

0.886 0.883 0.880 0.877 0.874 0.871 0.868 0.865 0.862 0.859 0.856 0.853 0.850 0.847 0.844 0.841 0.838 0.835 0.832 0.829 0.826 0.823 0.820 0.818 0.815 0.812 0.809 0.806

110.0 106.0 102.0 97.8 93.7 89.6 85.6 81.5 77.4 73.4 69.3 62.5 61.2 57.1 52.9 48.8 44.8 40.7 36.6 32.6 28.5 24.4 20.4 16.3 12.2 8.1 4.1 0.0

0.0 9.3 18.6 27.9 37.1 46.4 55.7 65.0 74.3 83.6 92.8 102.0 111.0 121.0 130.0 139.0 149.0 158.0 167.0 177.0 186.0 195.0 204.0 214.0 223.0 232.0 242.0 251.0




30 -------------------37 41 47 49 53 56 60 63 Av. Adolfo López Mateos No. 266 Col. Revolución Cd. del Carmen, Campeche Tel: 01 (938) 381-45-68 , 86, 60

PROBLEMAS DE EJEMPLO: EJEMPLO: Salmuera Salmuera simple Ejemplo 4. potasio.

Prepare 350 bls de 9.2 9.2 lbs/gal de salmuera salmuera usando cloruro de

Paso 1. Determine lo siguiente siguiente en tablas: t ablas: Wf (Agua contenida en salmueras)= 0.924 bls/bl de salmuera Sf (Contenido de sal en la salmuera) = 62.4 lbs/bl de salmuera Paso 2. Determine el total de materiales: Agua total (Wf Total) = (350 ) 0.924 = 323 bls Total de sal (Sf total) = (350) 62.4 = 21840 lbs

Ejemplo 5. Incremente la densidad de 400 bls de 9.5 lbs/gal de una salmuera de CaCl2 a 10.0 lbs/gal. Paso 1. Determine lo siguiente siguiente en tablas: t ablas: Do Wo So Df Sf

Densidad de la salmuera original, 9.5 lbs/gal El contenido contenido original de agua agua en la salmuera, salmuera, 0.924 bls/bl de salmuera salmuera Contenido original de sal en la salmuera, 65.1 lbs/bbl Densidad final de la salmuera, 10 lbs/gal Contenido final de la salmuera, 94.9 lbs/bl de salmuera

Paso 2. Usando la ecuación 1 para determinar el volumen final (Vf ) después de agregar sal. Vo - Wo Vf = --------------------Wf ( 400 ) ( .954 ) Vf = --------------------.929 Vf = 411 Bbls




Paso 3: Use la ecuación 2 para encontrar la cantidad adicional CaCl 2 requerida Sa = Sf Vf - Vo So Sa = (94.9) ( 411 ) - ( 65.1 ) ( 400 ) Sa = 12964 Lbs CaCl2 (Granulado) Ejemplo 6. Diluya 250 bls de 11.3 lbs/gal de salmuera de CaCl2 con agua dulce para obtener una salmuera de 10.7 lbs/gal. Encuentre el volumen de agua dulce para obtener una salmuera de 10.7 lbs/gal, encuentre el volumen de agua dulce requerida y el volumen final de salmuera diluida. Vo = 250 Bbls Do = 11.3 Lbs/Gal Df = 10.7 Lbs/Gal Da = 8.34 Lbs/Gal Paso 1. Usando la ecuación (4-F) (4-F) encuentra encuentra el Vf salmuera.

del volumen volumen final de la

( Da - Do ) Vf = Vo ------------------------------------ ----( Da - Df ) ( 8.34 - 11.3 ) Vf = (250) -------------------(8.34 - 10.7 ) ( -2.96 ) Vf = (250) ------------( -2.36 ) Vf = 313.5 Bbls Paso 2. Usando la ecuación ( 4a ) encuentras el Va adicionando al volumen de 8.34 lbs/gal de agua dulce . Vo + Va = Vf 250 + Va = 313.55 Va = 313.55 - 250 Va = 63.56 Bbls




Ejemplo 7: Da = 10.2 Lbs/Gal Usando 500 bls de 11.6 lbs/gal de salmuera CaCl 2 y 500 bls de 10.2 lbs/gal de CaCl 2 prepare 600 bls de 11.0 lbs/gal de fluidos. Vf = 600 Bbls Df = 11.0 Lbs/Gal Paso 1. Asumiendo para para este calculo que que Vo es el volumen volumen de 11.6 lbs/gal lbs/gal de fluido requerido y que Va es el volumen de 10.2 lbs/gal de fluido requerido nosotros seleccionamos la ecuación ecuación (4 (4 G) y resolveremos resolveremos para Vo. Do= 11.6 Lbs/Gal Da = 10.2 Lbs/Gal (Da - Df) Vo = Vf -----------------(Da - Do) ( 10.2 - 11.0 ) Vo = 600 --------------------( 10.2 - 11.6 ) ( -0.8 ) Vo = 600 --------------------------( -1.4 ) Vo = 342.8 Bbls 11.6 Lbs/ bls de Fluido Usando la ecuación ecuación (4 A ) resolvemos por Va Vo + Va = Vf Va = Vf - Vo Va = 600 - 342.8 Va = 257.2 bls 10.2 lbs/gal de salmuera




Ejemplo 8: ¿Cuanta salmuera de 15.1 lbs/gal se requiere para incrementar la densidad de 350 bls de 14.0 lbs/gal a una densidad de de 14.3 lbs/gal? Da= 15.1 lbs/gal Vo = 350 bls Do = 14.0 lbs/gal Df = 14.3 lbs/gal Paso 1. Usando Usando la ecuación ( 4 F ) resolvemos para Vf (Da - Do) Vf = Vo ---------------(Da - Df) (15.1 - 14.0) Vf = 350 ------------------(15.1 - 14.3) ( 1.1 ) Vf = 350 ----------( 0.8 ) Vf = 481.25 bls de 14.3 lbs/gal Paso 2. Usando la ecuación ( 4a ) resolvemos para Va Vo Va Va Va

+ = = =

Va = Vf 481.25 - 350 131.25 bls (Da) 15.1 lbs/gal de salmuera 252.7 bls 10.2 lbs/gal de salmuera

Ejemplo 9. Usando 500 bls de 14.0 lbs/gal 58 °F de cristalización prepare una salmuera de 14.3 lbs/gal a 60 °F, determine el volumen final, usted solamente tiene 500 bls de volumen en presas y pozo. De las tablas determine los datos siguientes: Vo = 133.99 Cf = 126.38 Wo = 0.7221 Wf = 0.7079 Bo = 202.86 Bf = 228.21 Vo = 500




Entonces: Co * Wf Wa total=( Vo) --------------------- - Wo Cf 133.99 * 0.7079 Wa total= 500 ------------------------- - 0.7221 126.38 Wa total = 14.21 Bls Bls De Agua Agua Adicional Co * Bf Ba total = (Vo) ------------------- - Bo Cf 139.99 * 228.21 Ba total = 500 ------------------------- -202.86 126.38 Ba Total = 19,540 Lbs. Vo * Co Vf = ----------------------Cf 133.99 Vf = 500 ------------126.38 Vf = 530 Bls.




Ejemplo 10. Un fluido de 14.6 lbs/gal 6.3°F de temperatura de cristalización ha sido diluido a 14.1 lbs/gal. El sistema total es de 750 bls. Densifique el fluido a 14.6 lbs/gal usando ambos, CaCl 2 y CaBr2. Determine el volumen final. Paso 1. Calcule el volumen de agua que diluyo la salmuera original

( Do - Dd ) Vw = Vd -------------------------------( Do - 8.34 ) ( 14.6 - 14.1 ) Vw = 7850 ----------------------------------------- -------( 14.6 - 8.34 )

= 59.90 Bls. Bl s.

Paso 2.Determine lo siguiente de tablas: Bo = 253.37 lbs CaBr 2 por barril de salmuera original Co = 118.77 lbs CaBr 2 por barril de salmuera original Wo = 0.6937 bls de agua por barril de salmuera original Entonces: Brw = Vw ------

Bo Wo

(253.57) Brw = (59.9 ) ------------- = 21895 Lbs 0.6937 Co Crw = Vw ------Wo ( 118.77 ) Crw = ( 59.9 ) -------------0.6937 = 10255 Lbs.




Entonces se encuentra el volumen total: Vw Vrw = ( Vd - Vw ) + ------------Wo 59.9 Vrw = ( 750 - 59.9 ) + ----------0.6937 = 776.45 Bls. Ejemplo 11. Use las mismas condiciones que el ejemplo 10, pero haga los cálculos usando solo CaBr2. Paso 1. Calcule el volumen de agua que diluyo la salmuera original Vw = 59.9 Bls Segundo.- Determine los datos siguientes de tablas: Bo = 357.8 lbs CaBr 2 por barril de salmuera salmuera original original Wo = 0.730 bls de agua por barril de salmuera original. Entonces: Bo Brw = Vw -------------------------------- Wo ( 357.8 ) Brw = ( 59.9 ) ----------0.73 Brw = 29359 Lbs de Ca Br2




El volumen redensificado por usar solo CaBr 2 se encuentra usando la ecuación ( 10 ): Vw Vrw = ( Vd - Vw ) ------------Wo 59.9 Vrw = ( 750 - 59.9 ) --------0.73 Vrw = 772 Bls de salmuera redensificada. Ejemplo 12. Una solución de fluido de terminación de 16.6 lbs/gal debe ser aumentada a 16.8 lbs/gal. El volumen presente es de 600 bls. ¿Cuantos barriles de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal se requerirán para redensificar el volumen total a 16.8 lbs/gal lbs/gal y cual será el volumen volumen final? Use la ecuación (12 ) para determinar el volumen de Bromuro de Zinc ( Df - Do ) V 19.2 = Vo ----------------------------( 19.2 - Df ) ( 16.8 - 16.6 ) = 600 ------------------------( 19.2 - 16.8 ) = 50.00

Bls de Bromuro de Zinc de 19.2 Lbs/Gal

Vf = 50 Bls + 600 = 650 Bls. Aumentar la densidad de una salmuera como fluido de terminación diluido. El primer paso en redensificar una salmuera como fluido de terminación t erminación diluido es determinar la cantidad de agua que ha entrado al sistema esto se hace usando la ecuación siguiente ( 8 ). ( Do - Dd ) Vw = Vd --------------------------------------- -----( Do - 8.34 )




Una vez que el volumen de agua adicionada se ha determinado, la cantidad de sales para redensificar ese volumen a la densidad original debe ser determinada, esto puede ser hecho usando tablas. Este procedimiento se maneja exactamente de la misma manera que el redensificado De los sistemas de fluidos de terminación. La ecuación (9) se usa para determinar el contenido de Bromuro de calcio con valores determinados de tablas. Bo Brw = (Vw) --------------Wo La ecuación ( 12 ) se usa para determinar el volumen de solución de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal. Zn O Znrw = ( Vw ) ---------Wo Zn = Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal como bls/bl a la densidad de la salmuera original. Znrw = Bls de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal para redensificar el agua adicionada. El volumen redensificado se encuentra usando la ecuación ( 10 ) Vw Vrw = ( Vd - Vw ) + ----------Wo Ejemplo 13. Una salmuera de fluido de terminación de 16.5 lbs/gal ha sido diluida a 16.2 lbs/gal. El volumen es de 800 bls. Determine el volumen de Bromuro de Zinc y la cantidad de Bromuro de Calcio requerido para redensificar y el volumen total después de redensificar. Primero encuentre el volumen de agua adicionada: ( Do - Dd ) Vw = Vd -----------------------------( Do - 8.34 ) (16.5 - 16.2 ) = 800 -----------------------------(16.5 - 8.34 ) = 29.41 Bls de agua adicionada




Segundo determine la cantidad de Bromuro de Calcio requeridos: Vw = 29.41 Bls Bo = 245 Wo = 0.465 Zn O = 0.357 Bo Brw = ( Vw ) --------------Wo 245 = ( 29.41 ) -----------0.456 = 15801 Lbs de Bromuro de Calcio Paso 3. Determine el volumen de Bromuro de Zinc de 19.2 lbs/gal Zn O Znrw = ( Vw ) ---------Wo 0.357 = (29.41) --------0.456 = 23.02 Bls Bls De Bromuro De Zinc. Entonces el volumen total se encuentra con la ecuación e cuación (10). (10). Vw Vrw = ( Vd - Vw ) + ---------Wo 29.4 = ( 800 - 29.4 ) + ----------0.456 = 835 Bls de salmuera salmuera de 16.5 lbs/gal.




5.0 CONTAMINANTES MAS COMUNES EN LOS FLUIDOS Un procedimiento de desplazamiento, debe de ir siempre acompañado de la remoción y suciedad del pozo y equipo superficial. Para evitar la contaminación de las salmueras limpias y filtradas con los fluidos de perforación o empacadores deberá utilizarse espaciadores adecuados y compatibles con la salmuera; también deberán ser limpiados los equipos de presión y vacío, presas, válvulas, tuberías y mantener su limpieza mientras dure la operación. En algunas aplicaciones de campo se requieren valores menores a 50 mg/lto. de sólidos de un tamaño menor a 2 micrones. 5.1 CONTAMINANTES MÁS COMUNES A SER ELIMINADOS Fierro (óxido de fierro, hidróxido de fierro y recortes de fierro). El fierro es el contaminante más serio en salmueras pesadas; pe sadas; algunas salmueras o mezclas de salmueras son ligeramente ácidas por naturaleza y pueden disolver el e l ión fierro. El fierro puede dar un precipitado gelatinoso verde oscuro y puede causar problemas de filtración. El Fe ++ algunas veces cambia a Fe +++ (precipitados café rojizo oscuro) el cual es e s más fácil de filtrar por su naturaleza cristalina. Algunas compañías en filtración utilizan ácido clorhídrico para mantener el ion fierro en solución y así evitar el taponamiento del medio poroso filtrante. De esta manera filtran la salmuera más fácil y rápidamente. Usando ácido clorhídrico incrementará la acidez de la salmuera y agrava la situación, en muchos casos dejar la salmuera filtrada en almacenamiento unos días permitirá que el fierro se precipite; adicionar ácido clorhídrico u otro ácido al medio filtrante no está permitido. pe rmitido. Suciedad en la tubería El análisis de materiales taponantes del pozo indicaron que los componentes de fierro y suciedad fueron los mayores constituyentes. Aditivos del lodo que constituyen los materiales taponantes: Bentonita, barita, ilmenita, carbonato de fierro, óxido de fierro, polímeros (CMC, almidón, lignosulfonatos, etc.), carbonato de calcio, asfaltos, ceras, etc. Materiales para pérdidas de circulación que causan taponamientos: Mica, vegetales fibrosos, cáscaras de nuez, cáscaras de semilla de algodón, celofán, hule, etc.




Sólidos perforados que causan taponamientos: Arena, arcillas, calizas, dolomítas, anhidritas, yeso, sales, lignitos, oxido de fierro, carbonato de fierro, mica, pirita, etc. Aceites crudos que causan taponamientos: Por su contenido de asfáltenos y parafinas. Plancton y bacterias de agua de mar o laguna que causan causan taponamiento. taponamiento. Por herramientas en el fondo del agujero y que causan taponamiento. Recubrimiento de tubería o herramientas y recortes de fierro. Es mucho más barato taponar los filtros que taponar la formación de un pozo productor de aceite; a menudo menos de una cucharadita de sólidos duros pueden taponar una perforación hecha por las pistolas. A menudo se utilizan fluidos limpios de terminación para evitar el daño a la formación y así tener mejores resultados en la producción. El daño a la formación es un problema real en el campo y debe ser prevenido.




6.0 CORROCION La corrosividad en las salmueras está dada en función de su densidad y por consiguiente consiguiente del tipo de sales que contenga. 6.1 INTRODUCCIÓN La producción y la vida de los pozos con hidrocarburos pueden ser mejorados mediante la aplicación de fluidos y técnicas de terminación y/o reparación. (Comprobadas por su efectividad en la industria petrolera a nivel mundial). Los fluidos de terminación y/o reparación son diseñados para controlar la presión, facilitar las operaciones de molienda/limpieza y proteger a la formación productora, mientras se hacen los trabajos correspondientes. Se ha comprobado que de todos los fluidos de terminación y/o reparación, los más ventajosos son las salmueras libres de sólidos en suspensión, por que protegen la formación productora, proveen un amplio rango r ango de densidades para controlar las presiones de formación sin sin usar substancias dañinas como como la "barita" 6.2 TIPOS DE SALMUERAS Las salmueras usadas en la industria petrolera son disoluciones claras de Cloruro de Sodio (NaCl), de Potasio(KCl), y Calcio (CaCl 2) y los Bromuros de Sodio (NaBr), Potasio (KBr), Calcio (CaBr 2) y Zinc (ZnBr 2) Ver tablas "A" y "B" al final del Capítulo 6.3 COMPOSICIÓN Y PROPIEDADES DE LAS SALMUERAS Las propiedades físico-químicas de las salmueras dependen de la composición química. 6.3.1 Densidad Un amplio rango de densidades (1.01 a 2.40 gr/cc) es posible, escogiendo la mezcla de sales a disolver. Esto da mucha flexibilidad para controlar la presión de formación sin usar aditivos dañinos.




6.3.2.- Viscosidad La viscosidad normal de una salmuera es función de la concentración y naturaleza de las sales disueltas y la temperatura. Algunos valores típicos de la viscosidad de salmueras son las siguientes: SALMUERA NaCl CaCl CaCl CaBr CaBr CaCl CaCl /CaB /CaBrr CaBr CaBr /ZnB /ZnBrr

DENSIDAD (gr/cc) 1.20 1.39 1.39 1.70 1.70 1.81 1.81 2.30 2.30

VISCOSIDAD ( cp ) 2 9 32 50 41

Se puede modificar la viscosidad de la salmuera mediante el uso de un aditivo viscosificante como el hidroxietilcelulosa (HEC) el cual da la capacidad para mantener sólidos en suspensión y llevarlos a la superficie. 6.3.3 Cristalización de salmueras Todos los métodos experimentales para medir la temperatura de cristalización de salmueras envuelve alternativamente enfriar y calentar una muestra. La figura 1 1 es una curva representativa de enfriamiento de una salmuera de densidad alta. La temperatura medida de una salmuera en enfriamiento es anotada con tiempo en una gráfica mientras que la salmuera es alternativamente alternativamente enfriada y calentada.




CALENTAR T E M P E R A T U R A

ENFRIAR

TVC UCD

PCA TIEMPO

TVC = Temperatura verdadera de cristalización PCA = Temperatura a la cual aparece el primer cristal UCD = Temperatura a la cual se disuelve el ultimo cristal

FIG. 1 ENFIAMIENTO DE UNA SALMUERA

Tres medidas experimentales de temperatura de cristalización son delineadas en la figura 1. Estos valores para temperatura de cristalización cristalización son definidos de la siguiente manera: 

PCA: PCA: (Primer Cristal en Aparecer) La temperatura correspondiente a un mínimo en la gráfica o la temperatura a la cual cristales visuales empiezan a formarse. Generalmente incluye incluye algún algún efecto de sobre sobre enfriamiento (enfriamiento bajo la temperatura de cristalización actual)



TVC: TVC: (Temperatura de Verdadera de Cristalización) durante el ciclo de enfriamiento, la temperatura máxima alcanzada siguiendo el mínimo de sobre enfriamiento, o el punto de inflexión en caso donde no hay sobre enfriamiento.



UCD: UCD: (Ultimo Cristal en Disolver) durante un ciclo de calentamiento, la temperatura a la cual los cristales desaparecen o el punto de inflexión en la curva de calentamiento. calentamiento.

Ver referencias al final del Capítulo Debido a la naturaleza de la curva de enfriamiento de las salmueras, 3 diferentes temperaturas de cristalización son frecuentemente citadas para la misma salmuera. Lo siguiente define las 3 temperaturas de cristalización, discute el significado práctico de cada temperatura t emperatura de cristalización, y explica la diferencia entre la cristalización de sólidos, de sal de una salmuera concentrada y el congelamiento de agua de una salmuera diluida.




La temperatura de cristalización Actual de una salmuera salmuera clara es una temperatura a la cual cual un sólido empezará a precipitarse de la solución, si es dada suficientemente tiempo y condiciones de nucleación apropiada. El sólido puede ser sólidos de sal o hielo de agua fresca. Como las salmueras de densidades altas como Cloruro de Calcio, Bromuro de Calcio y Bromuro de Zinc son normalmente formuladas, la temperatura de cristalización es la temperatura a la cual la salmuera es saturada con una o más de sus sales. A ésta temperatura, de la sal menos soluble se vuelve insoluble y se precipita. Enfriamiento de la sal bajo la temperatura de cristalización resulta en más precipitación de sólidos de sal.

Usuarios de salmueras de densidades altas, normalmente especifican la temperatura anticipada más baja del medio ambiente para prevenir la cristalización cristalización de sólidos de sal en la salmuera. La precipitación de sólidos de sal cristalinos abajo de la temperatura de cristalización cristalización puede causar un número de problemas en la intervención del pozo. Si los cristales de sal se asientan en las presas, la densidad de la salmuera bombeada al pozo podrá ser muy baja para contener las presiones de la formación. La temperatura de cristalización de una salmuera pesada puede ser variada ajustando la concentración de las diferentes sales en el sistema. Consecuentemente, salmueras de una cierta densidad pueden ser formuladas con numerosas temperaturas de cristalización. Las salmueras con temperaturas de cristalización bajas, como norma, serán más costosas para realizar Como resultado, el diseño de una salmuera con temperatura de cristalización excesivamente baja puede incrementar el costo de fluido significativamente. Una salmuera de densidad alta menos costosa con una temperatura de cristalización cristalización muy alta, puede incrementar costos debido a la pérdida de tiempo en el pozo debido a la cristalización del fluido en la bomba, líneas y en las presas de almacenamiento. Con salmueras diluyentes como agua de mar, Cloruro de Calcio 30% y Cloruro de Potasio 20%, la sal disuelta en el agua abate la temperatura de cristalización o punto de congelamiento de la salmuera. Esto es, la temperatura a la cual el agua empieza a congelarse fuera de la solución, es reducida por medio de la sal disuelta. 6.3.4 Turbidez Pequeñas partículas suspendidas en el fluido producen dispersión de luz. La turbidez de un fluido es una medida de la luz dispersada por las partículas Carretera Monterrey - Saltillo Km. 339, Santa Catarina Nuevo León. C.P. 66350 (8) 336 21-21 Fax (8) 399 27-43 E-mail: [email protected] [email protected] xa.com.mx



suspendidas en el fluido. La turbidez se mide con un Nefelómetro, expresando el resultado en "NTU" el cual es proporcional a la concentración de sólidos suspendidos. Un fluido limpio ha sido definido como uno que "NO" contiene partículas de diámetro mayor a 2 micras y dar un valor de t urbidez "NO" mayor a 30 NTU. 6.3.5 pH En la ausencia de hidrólisis, soluciones diluidas de sales neutras muestran un pH neutro. Sin embargo las sales usadas en la industria petrolera muestran valores de pH distintos debido debido principalmente principalmente a las concentraciones concentraciones altas. El pH de salmueras con densidades cerca de 1.39 gr/cc es casi neutro y disminuye progresivamente con el aumento de densidad. VARIACIÓN DEL pH CON LA DENSIDAD Y LA COMPOSICIÓN DE LAS SALMUERAS SALMUERA (---------------) (--------------- )

DENS. (gr/cc)

pH (---------)

NaCl/NaBr CaCl2 CaBr2 CaCl2/CaBr CaCl2/CaBr CaCl CaCl /CaB /CaBrr /ZnB /ZnBrr CaCl CaCl /CaB /CaBrr /ZnB /ZnBrr CaCl CaCl /CaB /CaBrr /ZnB /ZnBrr

1.08-1.50 1.08-1.50 1.39 1.70 1.80 1.92 1.92 2.16 2.16 2.28 2.28

7.0-8.0 6.5-7.5 6.5-7.5 6.0-7.0 6.0-7.0 4.54.5-5. 5.0 0 2.52.5-3. 3.0 0 1.51.5-2. 2.0 0

El pH es considerado uno de los más importantes factores de corrosión causados por fluidos de terminación y empaque. Las salmueras que contienen ZnBr2 muestran los valores más bajos de pH debido a la hidrólisis de ésta sal y son las más corrosivas. Las salmueras que contienen Cloruro, tienden a ser más corrosivas que las que contienen bromuros. La tasa de corrosión de las salmueras de alta densidad pueden ser disminuidas agregando aditivos como: inhibidores de corrosión, secuestrantes de oxigeno y/o bactericidas. Dado que las salmueras pesadas tienen valores de pH ácido, las medidas de seguridad usadas en el manejo de éstos fluidos son más detallados.

6.4 CORROSIVIDAD DE LAS SALMUERAS La corrosión puede ser definida como la alteración y degradación del material por su ambiente. El principal agente corrosivo que afecta a los materiales de la




tubería en fluidos base agua, son los gases solubles (O 2,CO2,H2S) así como las disoluciones salinas y ácidas. Estos agentes corrosivos y sus probables fuentes aparecen en la siguiente tabla: CONTAMINANTES O CO y H S Sales solubles Acido mineral Acido Orgánico

POSIBLES FUENTES Aireac Aireación ión Agua y gas de formación formación,, bacterias bacterias Fluidos de Control Estimulación Estimulación c/aditivos Aditivos del lodo

6.4.1 Causas de la corrosión 6.4.1.1.- Oxigeno El Oxigeno es el agente corrosivo más común y en presencia de pequeñas cantidades de humedad causa oxidación al acero. El Oxigeno causa corrosión uniforme y picaduras, rompimiento por torceduras y por fatiga. En los sistemas de fluidos base agua y que son expuestos al aire de la atmósfera, la tubería está expuesta a condiciones severas de corrosión. 2Feº + 3/2 O2 ---------------------Fe 2O3 6.4.1.2 Bióxido de carbono El Bióxido de Carbono soluble en agua forma un ácido débil (H 2CO3) que corroe el acero, conocido como "corrosión dulce" y resulta la formación de escamas del acero provocando una pérdida de espesor en el cuerpo de la tubería, a menos que el pH sea mantenido arriba de 6. Cuando el CO 2 y O2 están ambos presentes, es mayor la corrosión que estando cada uno solos. El CO 2 en presencia de agua forma ácido carbónico que reacciona con el acero formando carbonato de fierro, el cual se desprende en escamas reduciendo su espesor de pared. Feº + H2CO3 ----------------------- FeCO 3 + 2 Hº




El CO2 en los fluidos puede venir del gas de formación, por descomposición térmica de sales disueltas, los aditivos orgánicos de los fluidos de control o por la acción de las bacterias sobre los materiales orgánicos en descomposición. En general conforme la presión se incrementa, se incrementa también la acción corrosiva del CO2. Cuando la presión parcial de CO 2 es mayor de 30 psi, p si, "se tiene problemas de corrosión", cuando varía entre 30 y 7 psi, es posible la corrosión y cuando es menor de 7, es improbable.

6.4.1.3.- Ácido sulfhídrico El ácido sulfhídrico disuelto en agua forma un ácido algo débil y menos corrosivo que el ácido carbónico, aunque puede causar picaduras, particularmente en presencia de oxigeno y/o bióxido de carbono. Una más significante significante acción del H 2S es su efecto sobre una forma de hidrógeno molecular conocida como (rompimiento (rompimiento por por tensión debido al sulfhídrico "SSC".) El Estándar NACE MR-01-75 especifica los límites de presión parcial en un ambiente de gas amargo; Si la presión total excede de 65 psi y la presión parcial del H2S en el gas excede 0.05 psi, existe un problema potencial. El H 2S en fluidos de control puede venir del gas de formación, acción bacteriana sobre sulfatos solubles solubles o degradación térmica térmica de aditivos que contengan sulfuros sulfuros en los fluidos de control. Las fracturas por esfuerzo y corrosión es causado por la presencia de un elemento corrosivo y esfuerzo de tensión. Los iones libres de hidrógeno penetran la estructura del metal causando pérdida de ductilidad e incrementando la susceptibilidad a la fractura (SSC). Feº + H2S ------------------ FeS + 2Hº 6.4.1.4 Sales disueltas (cloruros, carbonatos, sulfatos). Como en el caso del CO2 y H2S los problemas asociados con cloruros se incrementan con la profundidad y la presión. Los factores que contribuyen a la fractura y corrosión bajo esfuerzo por cloruros (CSCC) involucra Temperatura, Presión, Contenido de O 2, pH y contenido de Cloro. La corrosión es por picadura en cazuela y grietas, para materiales materiales susceptibles susceptibles al CSCC. Los procesos de corrosión que involucran reacciones electroquímicas, el incremento de conductividad puede resultar en altas tasas de corrosión. Las soluciones concentradas de salmueras son generalmente menos corrosivas que las salmueras diluidas.




6.4.1.5 Ácidos Los ácidos corroen los metales con valores de pH bajos (causando liberación del H2) El O2 disuelto acelera apreciablemente la tasa de corrosión de los ácidos y disuelve el H 2S acelerando la liberación del H 2 molecular.

6.4.2 Tipos de corrosión La corrosión puede tomar muchas formas y puede combinar con otros tipos de demandas (Erosión, Fatiga, Fractura, etc.) y causa daños extremos. Varios tipos de corrosión pueden ocurrir al mismo tiempo, pero solo un tipo de corrosión predominará. Conociendo e Identificando la forma de corrosión puede ayudar a la planeación de aplicar la correctiva. Las formas de corrosión más comúnmente comúnmente encontradas en la tubería t ubería son: 6.4.2.1 Ataque general o uniforme Durante el ataque uniforme, el material corroído usualmente deja una capa de los productos de la corrosión. El resultado es la pérdida de espesor de pared y reduce la capacidad de resistencia del material. 6.4.2.2 Ataque local La corrosión puede ser localizada en pequeñas áreas definidas de pared, causando agujeros. Su cantidad, profundidad y tamaño puede variar considerablemente. Las picaduras pueden causar fallas y pueden servir como punto de origen en el rompimiento por fatiga. Los cloruros, oxigeno, ácido sulfhídrico y especialmente la combinación de ellos, son la mejor contribución para la corrosión localizada. Adicionalmente al tipo de corrosión localizada, existe la fragilización del metal por hidrógeno atómico y molecular en los sitios catódicos. Los átomos de hidrógeno son muy pequeños y son capaces de penetrar el metal y alojarse en espacios vacíos intercristalinos intercristalinos de los componentes metálicos. Cuando dos hidrógenos atómicos llegan a estar en contacto se combinan para formar hidrógeno molecular, lo cual puede ocurrir dentro de la estructura del




acero. La molécula de hidrógeno por su tamaño es difícil que salga de la estructura del acero, resultando en el desarrollo de presiones extremadamente altas dentro del espacio intergranular, lo cual puede causar la fragilización del metal. Los aceros de más alta dureza son más susceptibles a éste tipo de corrosión.

6.4.2.3 Erosión-Corrosión Muchos metales resisten a la corrosión debido a la formación de una película protectora de oxido. Si esas películas o depósitos son removidos por alta velocidad de flujo del fluido, sólidos suspendidos abrasivos, exceso de turbulencia, etc., acelera el ataque a la superficie del metal fresca. Esta combinación de erosión-corrosión puede causar picaduras, extensiva demanda y fallas. 6.4.2.4 Fatiga Metales sujetos a ciclos de tensión desarrollará rompimientos por fatiga y esto puede crecer hasta completar la falla. La vida de la fatiga del material siempre será menor en un ambiente corrosivo aún bajo condiciones corrosivas que presenten pequeñas o muy pocas evidencias de corrosión 6.4.3 Factores Que afectan la tasa de corrosión 6.4.3.1 pH En presencia de O 2 disuelto la tasa de corrosión del acero en el agua es relativamente constante entre valores de 4.5 y 9.5, pero se incrementa rápidamente a valores bajos y disminuye lentamente valores altos. (El Aluminio sin embargo puede presentar tasa de corrosión alta a valores de pH mayores de 8.5) 6.4.3.2 Temperatura En general, el incremento en la tasa de corrosión se incrementa con la temperatura.




6.4.3.3 Velocidad En general, el incremento en la tasa de corrosión se incrementa con altas tasas de velocidad de flujo.

6.4.3.4 Heterogeneidad Variaciones localizadas en su composición o micro estructuras pueden incrementar las tasas de corrosión. El anillo de corrosión que es algunas veces encontrado cerca del área de juntas en la tubería que no han sido propiamente tratadas, es un ejemplo de corrosión causada por estructuras del material no uniforme. 6.4.3.5 Alta tensión Áreas expuestas a las altas tensiones, puede corroerse más rápidamente que áreas de baja tensión. (Los tramos que van justo arriba de los "DRILL COLLARS", seguido presentan corrosión, particularmente debido a altas tensiones). 6.4.4 Medida de la tasa de corrosión Ver Fórmula y tabla "C" al final del Cap.




TASA DE CORROSION DE CaCl2/ZnBr2 1.80 gr/cc SIN INHIBIDORES A 204°C, 1000 psi EN ACERO N80 100 C O R R O S I O N

75

50

25

(mpa)

0

0

5

10

15

20

25

30

TIEMPO DE EXPOSICION, (dias)

C 130 120 O 110 R 100 R 90 O 80 S 70 I 60 O 50 N 40

30 20 (mpa) 10

0

TASA DE CORROSION DE ZnBr2/CaBr2 2.30gr/cc a 177 °C ( 0.1% VOL INHIBIDOR )

10

20

30

40

50

60

70

TIEMPO DE EXPOSICION, ( DIAS ) SIN INHIBIDOR CON INHIBIDOR




SALMUERAS SIN INHIBIDORES DE CORROSION

C O R R O S I O N (mpa)

70 60 50 40 30 20 10 0 50

100 150 200 TEMPERATURA ( °C )

250

2.30 gr/cc ZnBr2/CaBr2 ZnBr2/CaBr2/CaCl2 2.16 gr/cc 2.04 gr/cc ZnBr2/CaBr2/CaCl2 CaBr2 1.70 gr/cc 1.39 gr/cc CaCl2 NaBr 1.49 gr/cc CONDICIONES: ACERO 1010 EXPUESTO 30 DIAS

C O R R O S I O N

TASA DE CORROSION DE CaBr2 1.70 gr/cc a 177°C ( 0.1% VOL. DE INHIBIDOR)

25 20 15 10

(mpa)

5 0

0

10

20 30 40 50 60 70 80 TIEMPO DE EXPOSICION, (dias) SIN INHIBIDOR CON INHIBIDOR




TASA DE CORROSION VS TIEMPO SALMUERAS SIN INHIBIDORES DE CORROSION

O

10 9

R

8

R

7

O

6

S

5

C

4

I O N

3 2 1

(mpa) 0

6 TIEMPO EN MESES

12

1.39 gr/cc CaCl2 2.18 gr/cc ZnBr2/CaBr2/CaCl2 1.72 gr/cc CaCl2/CaBr2 CaCl2/CaBr2 1.72 gr/cc CaBr2

1.48 gr/cc NaBr 1.92gr/cc ZnBr2/CaBr2/CaCl2

CONDICIONES: CONDICIONES: ACERO 1010 a 149°C

TASA DE CORROSIÓN DE SALMUERAS ** (CaBr2/ZnBr2 )** CON INHIBIDOR a 121 °C (ACERO 1010 ) Dens. de Mezcla Duración de Prueba (días) (gr/cc) Tasa de Corrosión (mpa) 1 7 30 90 180 360 (-----------------) CaBr2 / 1.70 7.2 0.9 0.2 0.2 0.1 0.1 *CaBr2/ZnBr2/1.92 4.9 0.8 0.3 0.3 0.2 0.1 *CaBr2/ZnBr2/2.16 7.5 1.2 1.3 0.8 0.6 0.7 *CaBr2/ZnBr2/2.30 12.9 2.8 2.8 3.5 4.2 4.2 1.8 *Temperatura de Cristalización Cristalización bajo -6.7 °C *** **0.2% por peso de inhibidor orgánico Salmuera/Área de Superficie: 20 ml/ft2 ***Ultimo Cristal disuelto totalmente




6.5 PROCEDIMIENTO PARA EL CONTROL DE LA CORROSIÓN EN LAS SALMUERAS Y LOS FLUIDOS EMPACANTES 6.5.1 Inhibidores de corrosión Los inhibidores de corrosión son utilizados para retardar temporalmente el deterioro del metal causado por los agentes corrosivos (O2,CO2,H2S, ácidos ,salmueras, etc.) Los inhibidores de corrosión no suspenden la corrosión, pero sí la disminuyen considerablemente. Las tuberías del pozo generalmente están constituidas de aleaciones, conteniendo Fierro y Carbono como compuestos principales de la aleación. El ataque sobre el metal se manifiesta en la forma siguiente: "Dada la tendencia característica del Fierro metálico a donar electrones de su estructura para convertirse en Fierro iónico y al correspondiente ion catiónico a captar electrones, se establece que en determinados sitios microscópicos de la superficie metálica (sitios Anódicos) el Fierro libera electrones dentro de la estructura cristalina del metal, desplazando otros electrones y estableciéndose un flujo de corriente hacia otro sitio microscópico del metal llamado Cátodo. Simultáneamente en los sitios catódicos los hidrógenos iónicos capturan electrones para convertirse en hidrógeno monoatómico, éstos a su vez capturan electrones para transformarse en hidrógeno molecular gaseoso, en esta forma se produce Fierro iónico que entra en solución e hidrógeno molecular." La corrosión del acero es uniforme en naturaleza, sin embargo por el efecto del inhibidor puede producirse una corrosión localizada, esto debido a que los inhibidores pueden degradarse o ser insuficiente la película absorbida. Esto depende de la temperatura, concentración del agente corrosivo, tipo de metal, entre otros factores. La corrosión localizada se manifiesta generalmente por cavidades que se forman en la superficie metálica y es mucho más grave que la corrosión uniforme. 6.5.2 Tipos de inhibidores 6.5.2.1 Inhibidores de corrosión que forman película La mayoría de los aditivos para prevenir la corrosión en las salmueras son aditivos de formación de película. Un grupo general es llamado "Aminas formadoras de película" y pueden contener Aminas primarias, secundarias, terciarias y cuaternarias y son más efectivas en salmueras salmueras que no contienen ZnBr2. Dependiendo el tipo de Amina, su estabilidad térmica tiene un rango de Carretera Monterrey - Saltillo Km. 339, Santa Catarina Nuevo León. C.P. 66350 (8) 336 21-21 Fax (8) 399 27-43 E-mail: [email protected] [email protected] xa.com.mx



137°C a 204°C. Los inhibidores de corrosión usados en la industria petrolera son principalmente compuestos de materiales orgánicos, debido a su alta eficiencia a la protección corrosiva corrosiva bajo las condiciones condiciones del pozo. La construcción construcción básica en los componentes orgánicos son largas cadenas lineales o ramificadas constituidas de carbono e hidrógeno. Estos compuestos son hechos de alta polaridad por inserción de uno o más átomos de elementos tales como nitrógeno, azufre, oxigeno, etc., dentro de su estructura. Las características de solubilidad pueden ser alteradas por la adición de éstos átomos en cualquier número de etapas durante el proceso de manufactura. Los agentes con actividad superficial caen dentro de tres clasificaciones que son: catiónicos, aniónicos y no iónicos. Los inhibidores catiónicos son en general a base de aminas formados con uno o más átomos de nitrógeno. En éste estado el nitrógeno tiene un poder de carga positiva y puede ser atraído a una superficie catódica. Los inhibidores aniónicos son atraídos a una superficie anódica y son formados alrededor de un radical del tipo R-COOH. Estos materiales tienen cargas negativas y buscan abandonar sus electrones. Los inhibidores no iónicos consisten de largas cadenas moleculares que contienen oxigeno en sus radicales tales como los éteres, esteres y aldehídos; sin embargo las cargas han sido en gran parte parte neutralizadas neutralizadas así que que pueden ser atraídos atraídos por ambas cargas cargas positivas o negativas (cátodo o ánodo). Esta acción química puede retardar la corrosión en algunos casos debido a la adsorción física sobre la superficie del metal. Cuando un inhibidor catiónico se aproxima al área catódica éste es atraído con relativa fuerza y forma una película sobre el metal. El hidrógeno puede también formar una película sobre el cátodo; sin embargo ésta es fácilmente removida (depolarizada) por ejemplo, el nitrógeno contiene adherencia catiónica mucho más fuerte al metal y no es removido por la pura presencia del oxigeno. De ésta manera el proceso de corrosión es detenido hasta que la película sea removida por alguna fuerza mayor. Una película es formada por el nitrógeno adherida al metal con la parte expuesta al hidrocarburo aceitoso y expuesta al electrolito. La película es no conductora y las reacciones de corrosión pueden ser retardadas por ésta separación de la fase reactiva. Los inhibidores orgánicos aniónicos son atraídos por el ánodo y una película es formada, teniendo su comportamiento de la misma manera que los inhibidores catiónicos. Los inhibidores aniónicos pueden ser atraídos a la superficie del metal sin tener en cuenta sus cargas. El aceite (no iónico) atraído funciona como un recubrimiento primario sobre la superficie del metal. Este tipo de inhibidores hacen más capaz al aceite para extender y mojar la superficie del metal en una forma más eficiente que el aceite solo. Los inhibidores catiónicos catiónicos y aniónicos también tienen ésta acción; sin embargo los inhibidores no iónicos son formulados con inhibidores iónicos para incrementar su efectividad. Carretera Monterrey - Saltillo Km. 339, Santa Catarina Nuevo León. C.P. 66350 (8) 336 21-21 Fax (8) 399 27-43 E-mail: [email protected] [email protected] xa.com.mx



6.5.2.2 Inhibidores que eliminan el elemento corrosivo Los aditivos que atacan los elementos corrosivos en el fluido empacante son selectivamente dirigidos al O 2 libre, bacterias aeróbicas y anaeróbicas. Estos aditivos reaccionan químicamente con el O 2, CO2 o H2S para producir sales no reactivas o que maten a las bacterias. Estos productos son compatibles con los inhibidores de película y deben ser usados en conjunto con éstos productos químicos para dar dos formas de protección corrosiva. 6.5.3.- Medidas para el control de la corrosión de las salmueras Medidor de la velocidad de corrosión de los metales en contacto con fluidos conductores. (Mod. 1120 CORRATER). INTRODUCCIÓN

El medidor de corrosión, es un instrumento portátil que consiste de 2 elementos, el cuerpo del instrumento en sí y una sonda detectora de la corrosión, que provee medidas de la tasa de corrosión directamente en milésimas de pulgada por año (mpa) cuando es usado en fluidos con conductividad eléctrica tales como: aguas para enfriamiento, salmueras, agua de mar y aguas para sistemas de inyección a pozos petroleros. Una lectura adicional es la medida de la tendencia de corrosión tipo localizada y sus rangos de lectura mínima y máxima son del orden de 1 a 1000 mpa respectivamente.

PRINCIPIOS DE OPERACIÓN

Cuando la tasa de corrosión de un metal que está en contacto con un líquido corrosivo es alta, el número de átomos de la superficie del metal está siendo cambiado a su forma iónica, es mayor que la tasa de corrosión mínima del metal. Si un pequeño voltaje es impuesto entre un metal y una solución corrosiva, resulta una polarización. Una corriente eléctrica fluye sostenida por los iones formados en el proceso de corrosión. Esta corriente se incrementa tanto como la tasa de corrosión se incremente. La medida es rápida y sensitiva pero requiere que el fluido sea eléctricamente conductor. En la mayoría de los casos las tasas de corrosión son leídas directamente (sin corrección o cálculos) del instrumento de medición. También se pueden tomar medidas para la determinación de la tasa de corrosión localizada con un simple cambio en la perilla del instrumento.




APLICACIONES

El equipo, basado sobre el principio CORRATER es usado principalmente principalmente en la medida y/o control de corrosión en sistemas acuosos, debido a que éstos sistemas proveen la conductividad eléctrica necesaria, mientras que los fluidos no acuosos (aceites, grasas, etc.) generalmente no lo proveen. Ya que es un instrumento portátil, sensitivo sensitivo y versátil, tiene amplia aceptación en la industria. Medidas rápidas de corrosión pueden guiar a un mejor proceso de control y reducir los costos de operación y mantenimiento. Las aplicaciones aplicaciones son las sig: a) Sistemas de aguas de enfriamiento b) Pruebas de evaluación a inhibidores de corrosión c) Sistemas de aguas para plantas geotérmicas d) Sistemas de aguas para inyección a pozos petroleros e) Sistemas de aguas municipales f) Plantas industriales de la pulpa y papel g) Plantas desalinadoras h) Limpiadores químicos

MEDIDOR DE LA TASA DE CORROSIÓN

Un medidor de la velocidad con que se corroe un metal expuesto a un fluido eléctricamente conductor, provee una indicación directa de la tasa de corrosión y de picaduras (corrosión localizada). Las mediciones se hacen y se predice la posible tasa de corrosión. Esto ayuda al ingeniero a tener un registro de las condiciones de corrosividad dentro del sistema, así que los inhibidores y el diseño del proceso puede ser evaluado y hacer cambios rápida y fácilmente (fig.1).




Fig. 1 Evaluación de Inhibidores

El medidor también hace posible detectar automáticamente y controlar la corrosión como parte de un sistema de control del proceso cíclico cerrado (fig.2).

Fig. 2 Circuito cerrado para control de corrosión

Los límites de control pueden ser colocados de tal forma que cuando las condiciones de corrosión alcanzan niveles peligrosos, luces de cuidado, una chicharra, etc. son activados y hacer al sistema regresar a sus condiciones de seguridad límite. El medidor es un instrumento de precisión diseñado para usarse tanto en campo como en plantas de proceso. Puede operarse en forma manual y automática, consiste de 2 elementos: el instrumento detector y la sonda con los electrodos e lectrodos para la medición.




El instrumento está conectado por medio de su propio cable. Cuando 2 ó más metales están involucrados en el sistema de medición 2 ó más sondas son usadas para cada metal (fig.3).

Fig. 3 Aleación de metales

Este sistema es aplicable en cualquier proceso que contenga líquidos conductivos donde la corrosión electrolítica es la principal fuente de demanda. Estos incluyen fluidos acuosos tales como: agua de mar, torres de enfriamiento, agua natural, otras soluciones acuosas y varios líquidos corrosivos no acuosos que son conductores. FUNDAMENTOS DE OPERACIÓN DE LA MEDICIÓN

La corrosión electrolítica ocurre cuando una solución conductiva interactua con la superficie de un metal. Porciones de la superficie corroída forma iones metálicos. Esta reacción anódica desprende electrones los cuales fluyen a través del metal separando porciones de la superficie que entran en solución, y en una reacción catódica se captan los electrones, así se produce la perdida de metal dentro de la solución (fig.4). Los productos de la corrosión son los iones ferrosos en la superficie del ánodo y gas hidrógeno en la superficie del cátodo. El flujo de electrones es la corriente de corrosión la cual según la 1° ley de Faraday de electrólisis, es directamente proporcional a la tasa de pérdida del metal.




ANODO Fe

Fe+2+ 2e-

2e-

CATODO 2e- + 2H+

H2

Fig. 4 -Naturaleza de la corrosión

MÉTODO DE MEDICIÓN

El equipo de medición consiste de una fuente de voltaje (DC) estable, un instrumento de medición de la corriente eléctrica y una sonda con 2 electrodos metálicos montados uno frente al otro y de la misma aleación (fig.5).

Cuerpo de la sonda

Electrodos Fig. 5 -Sonda Típica

La sonda es insertada en la tubería dentro del flujo del fluido y dejar que se establezca el equilibrio con el ambiente corrosivo. Este equilibrio puede llegar en pocos minutos o varias horas. Un pequeño mili voltaje de potencial es




aplicado a través de los 2 electrodos. El efecto de éste potencial es incrementar la escasa actividad anódica que se presenta sobre la superficie de uno de los electrodos y la actividad catódica del otro electrodo. Una pequeña corriente, el medidor y el flujo del electrolito es lo que se requiere para efectuar las mediciones de corrosividad. corrosividad. (fig.6). (fig.6).

ANODO

ANODO

CATODO

CATODO MEDIDOR

Fig. 6 -Principio de operación

La corriente en el medidor es controlada por el potencial de la media celda entre el ánodo y cátodo y los factores de que controlan la corriente de la corrosión. La teoría y la experiencia indica que cuando el voltaje aplicado es suficientemente pequeño, la corriente generada por el medidor es directamente proporcional a la corriente generada por el proceso de corrosión. Corrosión k (Lectura del medidor) Donde k es una constante para cualquier aleación bajo un rango de condiciones de corrosión. En teoría los electrodos de la sonda son idénticos, esto es, no hay diferencia de potencial entre ellos. En la práctica generalmente si existe una diferencia de potencial, generando un error en la medición. Para corregir éste error, 2 medidas son hechas con la polaridad del medidor invertida. Estas 2 medidas son promediadas para determinar el valor de corrosión. POSICIONANDO LA SONDA

La posición de la sonda debe ser cuidadosamente considerada para poder obtener lecturas las cuales presenten lo más cercano posible a la corrosión en el sistema. La sonda puede producir diferentes lecturas dependiendo de la posición en relación al flujo. Normalmente, una sonda no debe ser posicionada de tal forma que un electrodo sea escudo del otro frente al flujo. Ambos electrodos electrodos deben de estar perpendicular perpendicular al flujo. (fig. (fig. 7)




Flujo

Flujo

Recomendado para Recomendada para medidas observar la corrosividad de corrosión sobre una general de un sistema de supe superfi rfici cie e en particular circulación

Fig. 7 -Posición de la Sonda

La sonda deberá estar siempre localizada de tal forma que el líquido que pasa a través de los electrodos lo haga a una velocidad no menor de 30 cm/seg. Las sondas localizadas en áreas inadecuadas provocarán lecturas erróneas de corrosión. PROCEDIMIENTO PARA EL CONTROL DE LA CORROSIÓN DE LA TUBERÍA DURANTE EL USO DE SALMUERAS Procedimiento: a) Se conocen los valores del % mol del H2S contenido en los fluidos del pozo? b) No, ir al punto 12 c) Es mayor del 2 % mol la concentración de H 2S en los fluidos del pozo? d) Si, ir al punto 12. e) Se puede utilizar una Salmuera como fluido de control y continuar el procedimiento. f) Verificar la limpieza de la tubería de trabajo. g) Monitorear el valor del pH de la Salmuera empleada (empleando un Potenciómetro como instrumento medidor). h) Determinar la concentración y tipo de inhibidores de corrosión (tipo película y secuestrante del elemento corrosivo) a agregar. i) Monitorear la velocidad de corrosión la tubería (empleando un equipo "Corrater" como instrumento medidor). j) La velocidad de corrosión es mayor o igual a 4 mpa. k) Si, ir al punto 7. l) Fin del procedimiento. Elaborar el reporte.




6.3.3 Cristalización de salmueras. salmueras. DETERMINACIÓN DEL PUNTO DE CRISTALIZACIÓN. Equipo: 3) Termómetro de mercurio rango ( - 45°C a 38° C ) 4) Vaso De precipitados de 50 ml. 5) Baño de Enfriamiento 6) Agente Nucleador ( óxido de Bario o Bentoníta ) Procedimiento:

1) Poner 30 ml de salmuera en el vaso de precipitados y añadir 0.1% en peso del agente nucleador. 2) Depositar la muestra en el baño de enfriamiento. 3) Comenzar a registrar la temperatura te mperatura del fluido. 4) Cuando la temperatura del fluido esté llegando al punto de cristalización, remover el vaso del baño y revisar si hayformación de cristales. 5) Continuar enfriando y monitoreando la temperatura del fluido hasta que los primeros cristales aparezcan. 6) Anotar la temperatura del fluido cuando los primeros cristales aparecieron. Esta es la Temperatura a la cual Aparece el Primer Cristal (PCA). 7) Después de que los cristales están formados, remover el vaso del baño y mezclar mientras se calienta con temperatura ambiente. 8) La temperatura máxima alcanzada después de la cristalización debe anotarse como la temperatura verdadera de cristalización cristalización ( TVC ). 9) Continuar mezclando y observando la temperatura de la salmuera permitiendole calentarse. Observar la disolución de los cristales




formados durante el ciclo de enfriamiento. Cuando todos los cristales se han disuelto, se anotará la temperatura de la salmuera como la temperatura a la cual se disolvió el último cristal ( UCD ) NOTA: El primer ciclo enfriamiento / calentamiento podría no producir resultados consistentes consistentes con ciclos subsecuentes. Repetir el procedimiento por lo menos 3 veces. Cálculos:

Reportar el valor promedio de las 3 corridas para c/u de las temperaturas encontradas. Tabla "A" TIPO DE SALMUERA (----------)

DENSIDAD MÍNIMA ( gr/cc )

NaCl KCl CaCl NaBr KBr CaBr ZnBr

1.01 1.01 1.01 1.01 1.01 1.70 1.81

DENS. MÁX. ( gr/cc ) 1.20 1.16 1.39 1.52 1.38 1.80 2.29

Tabla "B" MEZCLAS SALMUERA (-----------) (-----------) NaCl/CaCl NaCl/CaCl CaCl CaCl /CaBr /CaBr CaBr CaBr /ZnBr /ZnBr CaCl CaCl /CaB /CaBrr / ZnBr

DENSIDAD MIN. ( gr/cc ) 1.21 1.33 1.33 1.71 1.71

MAX ( gr/cc ) 1.33 1.81 1.81 2.42 2.42

TEMP. DE CRISTALIZACIÓN MIN MAX ( ºC ) ( ºC ) -41 -18 -24 -24 20 -40 -40 -5

1.80

2.30

-22


DENSIDAD


18


Tabla "C" TASA DE CORROSIÓN DE SALMUERAS SIN INHIBIDORES(mpa) INHIBIDORES(mpa) 121°C 149°C Densidad 1 7 30 1 7 Salmuera (gr/cc) Día Día Día Día Día NaCl 1.20 3.7* 0.8* N.P. 3.70 1.40 KCl 1.16 7.28 1.3* N.P. 8.80 2.60 NaBr2 1.48 3.70 0.90 0.50 6.60 1.00 KBr2 1.37 3.7* 0.6* N.P. 5.30 1.20 CaCl2 1.39 5.30 0.80 0.80 0.30 10.9 2.20 CaBr2 1.70 11.2 4.90 4.90 3.10 20.9 8.90 ZnBr2/ 2.30 10.2 4.90 7.20 60.4 25.7 CaBr2 Volumen de Salmuera/Área de Superficie (20 ml/ft2) Acero 1010 "Cupones" *500 psi N2 N.P. No Prueba.

30 Día 1.50 1.30 0.20 0.30 0.50 5.60 23.3

177°C 1 7 30 Día Día Día 4.90 1.70 0.90 2.40 3.30 1.60 14.2 1.00 0.20 4.30 0.80 0.30 29.2 10.0 1.30 46.1 17.5 9.70 140 89.6 29.0

204°C 1 7 Día Día N.P: N.P: N.P: N.P: 55.0 7.70 76.9 22.0 Trazas Altas

30 Día

2.80 8.50

Tabla "D" CONCENTRACIÓN CONCENTRACIÓN DE LOS GASES AMARGOS ( H2S y CO2 ) DE LOS DISTINTOS CAMPOS DE LA REGIÓN SUR. CAMPO ACAHUAL AGAVE ALMENDRO ARROYO PANTANO ARROYO PRIETO ARROYO ZANAPA ARTESA AYAPA AZTLAN BELLOTA CACTUS CACHO LÓPEZ CALETON CAPARROSO CARDENAS CARDO CARMITO CATEDRAL COMOAPA COSTERO

% MOL DE H S 0 2.37 0 1.020 0 0.593 0.011 0 0 3.290 1.140 0.510 0 0.150 1.520 0.150 0.360 2.930 0.750 5.604


% MOL DE CO 0.288 2.160 0.199 3.490 0.229 2.711 1.447 0.273 1.024 3.150 2.470 2.490 6.207 1.970 2.770 1.482 71.520 4.280 1.945 4.906



COPANO CUNDUACAN CHAYA CHIAPAS CHINCHORRO CHINTUL CHIPILIN CHIRIMOYO CHOPO EDEN EL GOLPE ESCARBADO ESCUINTLE FENIX FORTUNA NACIONAL GARAMBULLO GAUCHO GIRALDAS HORMIGUERO IRIDE IRIS JACINTO JOLOTE JOSE COLOMO JUJO JUSPI LACANTUN LAGUNA JOVITA LUNA MACACO MACUSPANA MANEA MAYACASTE MECATE MECOACAN MELOCOTON MORA MUNDO NUEVO MUSPAC NAZARETH NÍSPERO

2.160 1.420 0 1.900 5.870 4.490 5.550 5.160 0.500 3.530 0 0 0.180 0.970 0 3.300 3.140 0.502 0.028 0.240 0.240 1.350 2.710 0 0.597 0.629 1.306 1.870 0.848 10.375 0 0 4.665 0 0 0 4.110 0.100 1.220 0 2.485


3.440 2.140 2.153 4.990 4.760 11.46 4.620 6.190 6.848 2.970 0.222 1.250 3.312 2.000 0.095 23.115 47.760 2.670 1.036 1.036 2.450 2.170 2.960 0.350 2.360 2.459 1.093 0.910 2.650 7.835 0.256 3.318 5.877 91.385 0.177 6.500 3.160 4.150 3.720 1.060 2.743



CAMPO OCOTAL PALANCARES PALAPA PARAISO PARAMO PAREDÓN PIJIJE PLATANAL PUERTO CEIBA RIO NUEVO SANTUARIO SAMARIA SECADERO SEN SITIO GRANDE TABACO TAPANCO TAPIJULAPA TECOMINOACAN TEPEYIL TINTAL TIZÓN TOPEN TROJE TURULETE VERNET XICALANGO YAGUAL ZARAGOZA

% MOL MOL DE H S 0 0.230 1.510 0 0.453 0.400 0 1.699 1.240 0.838 0 0.760 0 0.070 2.550 0.024 0 3.734 0.830 0.250 0 1.400 0.588 1.000 0.244 0.500 0.500 1.120 0


% MOL DE CO 0 0.120 3.048 0.200 5.600 2.900 2.000 2.174 2.951 2.967 0.302 1.290 6.500 1.250 3.290 0.051 1.577 2.895 2.140 1.810 0.283 2.760 7.959 3.090 2.366 1.541 0.340 5.550 0.143



FORMULA PARA CALCULAR LA VELOCIDAD DE CORROSIÓN EN MILÉSIMAS DE PULGADA POR AÑO MPA = ( W * 22,300 ) A*d*t

MPA =

( 534,000 ) A*d*t

W = Peso de la muestra en (Gr) A = Área de contacto en (Pulg2) d = Densidad del Acero en (Gr/cc) t = Tiempo de exposición en (Días) 2,300 = Factor de Conversión A = Área de Superficie en ( Pulg 2 ) d = Densidad del Acero en (Gr/cc) t = Tiemp. de exposición en (horas) 534,000 = Factor de Conversión

MPA = (1/1000) pulgadas por año




7.0 FILTRACIÓN 7.1 DEFINICIÓN La filtración es un proceso usado para eliminar los sólidos suspendidos en los líquidos. (Los sólidos disueltos disueltos se eliminan eliminan mediante un proceso químico) En el caso de los fluidos de terminación, los materiales suspendidos pueden ser agentes densificantes, sólidos de perforación, arena, etc. 7.2 OBJETIVO DE LA FILTRACIÓN El uso de fluidos limpios en la terminación del pozo, evita el daño a la formación por depositación de sólidos, en los poros y canales de la formación, sólidos que no son removidos por estimulación; estimulación; disminuye los problemas mecánicos del aparejo de producción, al operar eficientemente todas la partes de fricción existentes en él, aumentando de esta manera la productividad de las actividades de terminación y reparación de pozos. 7.3 TIPOS DE FILTRO Filtros de cartucho de rango absoluto El rango absoluto de los filtros de cartucho normalmente tienen un alto costo inicial, y son usados en casos donde la calidad del fluido debe ser óptima. Se recomienda que los cartuchos de rango absoluto sean utilizados cuando la carga de partículas es menor que 1000 ppm y la claridad absoluta es esencial. Los cartuchos de rango nominal y de rango absoluto se caracterizan por un sello "O", para prevenir fugas de fluidos. 7.3.1 Filtros De Cartucho De Rango Nominal Los filtros de cartucho de rango nominal tienen una amplia gama de configuraciones y composiciones; caracterizados por su bajo costo inicial, y cuando son utilizados adecuadamente son completamente efectivos para casi cualquier aplicación. Estos cartuchos generalmente caen en dos categorías: 1) De masa fibrosa 2) De área superficial extendida.




Los cartuchos de masa fibrosa son un enrollado de material fibroso alrededor de un núcleo hueco, cubierto con resina. La constitución de los filtros del tipo de superficie extendida son normalmente papel, tela o metal poroso, colocado alrededor de un núcleo hueco para apoyo. Debido a la ambigüedad de "rango nominal", y el factor de eficiencia de remoción y debido a que la presión diferencial varía con el tipo y manufactura, estos cartuchos deben ser cuidadosamente evaluados. Después de extensas pruebas se han seleccionado solamente solamente los mejores cartuchos de rango nominal ofrecidos actualmente, para la industria petrolera. En la mayoría de los casos, la combinación de ambos proporciona la mayor eficiencia al paquete de filtración. La selección del filtro correcto ayuda a la viscosidad de la salmuera. Tamaño de partículas removidas por filtros "D.E"

FILTRO DE CARTUCHO




7.3.2 Filtro Prensa El filtro prensa o filtro tipo "D.E", como es comúnmente conocido, puede ser usado en un amplio rango de aplicaciones, desde el pesado lodo hasta el alto requerimiento de claridad de los fluidos limpios. El filtro prensa se caracteriza por una versatilidad y resistencia que lo hacen muy atractivo para filtrar los fluidos de terminación, y una estructura robusta que hace seleccionar al filtro para uso en el campo petrolero. Por simple selección el apropiado grado de filtración de tierra diatomácea, el filtro prensa puede ser utilizado para casi cualquier problema de filtración. Se utiliza el filtro prensa caracterizado CAULKED y GASKETED, platos de polipropileno para minimizar la pérdida de fluido. Todas las líneas son protegidas con recubrimiento epóxico, para resistencia a la corrosión. Rápidas aberturas hidráulicas son usadas para limpieza rápida y minimiza tiempos muertos. Combinación de filtro prensa y filtro de cartucho.

FILTRO PRENSA




7.3.3 Combinación De Equipos De Filtración Los filtros de cartucho pueden ser usados a la salida del filtro prensa, para garantizar contra la liberación accidental del material en el fluido de terminación. Para proporcionar una clarificación adicional del campo materia, filtros de cartucho de rango absoluto pueden ser usados para proporcionar remoción de partículas casi absoluta. Se utilizan filtros de cartucho de vasija como una parte integral del patín auxiliar, haciendo un sistema seguro y más compacto. El filtro a utilizar es determinado por los requerimientos del pozo. 

Unidad de filtrado.



Unidad de agitación.



Bomba de suministro para la unidad de filtrado y de agitación.



Presa de filtrado.



Tanques mezcladores de 25 barriles para los productos químicos.



Bomba de alta presión.



Mangueras y líneas de diferentes diferentes diámetros diámetros para succión, descarga y transferencia de los fluidos limpios.



Compresor de aire.



Equipo de intercomunicación. intercomunicación.



Dispositivos suficientes para evitar el derrame de fluido en la localización.

Diseño del equipo:

Tierra de diatomácea, sistema de filtración con flujo inferior de cartucho doble. La unidad de bruñido y prevención en contra de descargas de la tierra de diatomácea La unidad de placa debe estar estructurada para tener un empaque de arosello y eliminar la pérdida de fluido mientras se filtra.

Carretera Monterrey - Saltillo Km. 339, Santa Catarina Nuevo León. C.P. 66350 (8) 336 21-21 Fa x (8) 399 27-43 E-mail: [email protected] [email protected] xa.com.mx

Carretera Vecinal, Ranchería Moctezuma 1era Rancho los Mangos Paraiso, Tab. C.P. 86600 Tel: 933 333 2208, 933 333 4555 E-mail: opdb_fluido [email protected] [email protected] m.mx


Todos los drenajes de los canales abajo de las placas de las presas de filtrado deberán de ser taponados, para que todos los sólidos depositados y el fluido atrapado entre las placas sea recolectado cuando las presas se abran. Todas las unidades de filtración deben tener una cubierta corrida en su longitud desde el área de canales, hasta arriba de las placas en ambos lados de las presas, para evitar derrames mientras las presas se abren en el momento de la regeneración. El proceso de filtración es usado para remover materiales sólidos suspendidos en los líquidos. En el caso de los fluidos de terminación, los sólidos pueden incluir agentes densificantes, sólidos de perforación, arena, etc. Mediante la correcta selección del método de filtración los fluidos pueden resultar limpios y no dañinos a la formación productora y el proceso puede derivar en un costo efectivo para la intervención.

FILTRO DE CARTUCHO




7.4 ESPECIFICACIONES, CARACTERÍSTICAS CARACTERÍSTICAS Y CAPACIDAD DE LOS FILTROS Capacidad 800 pies cuadrados Peso 15000 libras Longitud 16' 2" Ancho 4' 9" Alto 7' Patín con guardafiltros Longitud del cartucho 40" Peso 13000 lbs. Longitud 15' 5" Ancho 7' 8" Alto 7' 9" Tamaño de Grefco Partícula Removida 1.1 Micrón 4200 (Grueso) 0.65 Micrón Velocidad (Medio) Adicional 0.50 Micrón Velocidad (Fino) de Flujo

Manville 545 Hyflo Super-Cel Standard Super-Cel

EaglePinche r FW-60 FW-14 EP-4

Tabla comparativa de tierra de DIATOMACEA

CARTUCHOS DE FILTRACIÓN

Cartuchos de filtrado absoluto Son clasificados de acuerdo a la proporción Beta. La relación Beta se refiere a la eficiencia para la remoción de partículas con tamaño específico. específico.




RANGO DE LOS CARTUCHOS DE FILTRACIÓN Beta 1 2 4 5 10 20 50 100 1000 10000

Eficiencia de remoción % 0 50 75 80 90 95 98 99 99.9 99.99

Rango Beta = Concentración de entrada / concentración de salida Beta = 100 Partículas de entrada / Lt. de partículas de salida Eficiencia de remoción: (Entrada - salida) / entrada * 100 = 99.99 Equipo de filtración

La unidad consiste de un filtro prensa, patín, depósito para el filtro de cartucho, bomba de transferencia y mangueras. Los accesorios que forman parte del paquete de filtración, están en una caja de herramientas para mantenimiento de rutina y reparación, y equipo de monitoreo. El filtro prensa tiene un empaque "O" entre los platos, para minimizar o eliminar las fugas o flujo de fluido sucio al sistema. Los indicadores de presión están ubicados en una posición de fácil observación para el operador. Cuando la presión comienza a aumentar la velocidad del flujo disminuye. Esto continuará hasta que la unidad sea restablecida y precargada nuevamente. Otro grupo de manómetros se encuentra localizado en los depósitos de los filtros. La presión diferencial a través del filtro de cartucho es crítica para su eficiencia. Si la presión es excesivamente alta, partículas de sobretamaño (mayores que el rango, en micrones, del cartucho), pueden ser forzados a través del filtro. El patín diseñado proporciona soporte para todos los componentes críticos del equipo. Dos bombas de diafragma están localizadas en el patín de tal manera que si una de ellas presenta problemas mecánicos, la otra puede ser usada en su lugar. El sistema de válvulas permite al operador varias opciones al realizar mezclas en cualquier tanque y usar los tanques para mezclar alguna píldora para desplazamiento, si fuera necesario.




Pruebas de la calidad de la filtración

El turbidímetro es utilizado para monitorear la claridad de las salmueras filtradas y ayuda a asegurar la calidad de los materiales utilizados. No obstante ganar una medida adicional de aseguramiento con respecto a salmueras limpias, un Coulter Counter es utilizado para determinar el número y tamaño de cualquier remanente de sólidos en una salmuera limpia, después de filtrada. Para determinar la composición química y naturaleza corrosiva de las salmueras limpias y los fluidos de la formación el laboratorio emplea análisis para normar las técnicas químicas, espectrofotómetro de emisión de plasma y potenciómetro electroquímico.

Las características de la formación y compatibilidad con fluidos para terminación, acidificación y estimulación, son determinados por laboratorios altamente calificados, usando análisis químicos normados, exámenes mineralógicos y microscópicos, análisis de criba de arena y medidas de permeabilidad y retorno de permeabilidad. El control de calidad de los equipos de filtración es monitoreado usando un formulario QA / QC (Control de calidad). Para asegurar que el sistema de filtrado es operado correctamente, la lectura de NTU (Unidades Nefelométricas de Turbidez ) son tomadas de el fluido existente en los depósitos del filtro de cartucho.




Si éstas lecturas son mayores que 10, algún problema existe en el sistema y el proceso entero necesita ser inspeccionado. Cada operador de equipo de filtración debe disponer de un equipo probador. Este equipo esta constituido por una centrífuga, un medidor de NTU, para monitorear la claridad del fluido y un equipo medidor de sólidos totales suspendidos (TTS). (TTS). El equipo TTS es utilizado para extractar los sólidos suspendidos en el fluido de terminación en un papel filtro marcado y pesado. El papel filtro es tomado del laboratorio, secado y pesado, para calcular la cantidad total de sólidos suspendidos en la muestra de fluido. Usando un medidor Coulter, junto con la medición de sólidos totales suspendidos, se pueden obtener datos de distribución de tamaño de partículas y analizar los resultados para generar una NTU comprensible, sólidos totales suspendidos y distribución de tamaño de partículas. El significado de este estudio es la habilidad para hacer estimaciones e stimaciones de sólidos totales suspendidos, tamaño de la distribución de partículas, total de partículas y tamaño promedio de partículas en lecturas de NTU confiables. Evidentemente esto ayudará a mejorar los fluidos y las decisiones del operador, para el sistema de fluidos, que al final significará grandes porcentajes a favor. Este proceso ayudará a realizar más eficientemente los desplazamientos y filtración, en el pozo y disminuirá el tiempo de operación del equipo de perforación y proporcionará datos importantes a los operadores ope radores cuando trabajan con fluido de terminación con un potencial de daño a la




8.0 DESPLAZAMIENTO DESPLAZAMIENTO El desplazamiento es el punto más importante, ya que del éxito de este dependerán los tiempos y costos por lavado y filtración filtración de los fluidos limpios. limpios. 8.1 OBJETIVO DEL DESPLAZAMIENTO El objetivo del desplazamiento del Fluido de Control por agua dulce y/o éste por fluidos limpios es con la finalidad de efectuar la remoción del lodo, enjarre adherido a las paredes de las tuberías, así como la eliminación de los sólidos en suspensión presentes en el interior del pozo, sean éstos barita, recortes o cualquier contaminante contaminante o sedimento que hubiera por remover. r emover. De igual manera al llevarse a cabo este desplazamiento del fluido de control, es necesario mantener la integridad y naturaleza del mismo, y que éste sea desalojado lo más completo y homogéneo que sea posible y así reducir los tiempos por filtración y los costos operativos por un mayor tiempo de circulación al ser desalojado el fluido a la superficie. Para lo anterior deben utilizarse fluidos con características físico-químicas tales que permitan la desintegración de los contaminantes y asegurar su total dispersión y posterior acarreo hacia la superficie del pozo. Es muy importante determinar el tipo de enjarre y/o los contaminantes que se van a remover, para diseñar los fluidos con las propiedades adecuadas para efectuar el programa de desplazamiento del fluido de control. 8.2 FACTORES QUE INTERVIENEN EN UN DESPLAZAMIENTO DESPLAZAMIENTO Existen varios factores que pueden afectar el programa de desplazamiento y deben ser considerados previamente: 8.2.1 Geometría del pozo y condiciones condiciones del equipo de superficie a) Condiciones de temperatura y presión del pozo La temperatura afecta las condiciones y propiedades del fluido de control dentro del pozo, aunque éste será desplazado es necesario considerar la forma como pudiera afectar este factor a los fluidos diseñados para circularse dentro del pozo. La presión puede incidir drásticamente en el equilibrio de presiones, que debe mantenerse en un desplazamiento desplazamiento de fluidos.




b) Diseño de las tuberías Las tuberías tanto de producción y de revestimiento ya ya fijas en el interior del pozo y/o los accesorios del aparejo de producción influyen en el gasto o volumen por bombearse al pozo, así como afectan los regímenes de flujo. Dependiendo de las tuberías o accesorios que lleven éstas será diseñado el programa para desplazar el fluido, ya que en aparejos de producción anclados, se circula a través de los orificios de la camisa y esto influirá más que si tuviéramos una tubería franca, por lo que es necesario conocer previamente las tuberías a través de las cuales se llevará a cabo el lavado del pozo, y diseñar el programa más adecuado al mismo. c) Carecer del equipo necesario para efectuar las operaciones diseñadas en superficie. Si el gasto necesario no es dado por las bombas ó equipo de superficie, su eficiencia será severamente reducida y puede ocasionar problemas para tener una limpieza totalmente efectiva. d) El tipo de Fluido de control que se tenga en el pozo Este es el factor más primordial, ya que dependiendo de las condiciones de éste, será la eficiencia del de desplazamiento. splazamiento. Se debe tomar en cuenta su densidad y viscosidad, considerando que mientras éstas propiedades sean mayores existirá una mayor diferencia de presión al ser desalojado y también una probable disminución en el gasto programado. e) La efectividad del programa de desplazamiento Que no sobrepase las condiciones de que se disponga en superficie. Es necesario primero verificar que se tengan todos los materiales y equipos programados y posteriormente monitorear el avance , eficiencia y cumplimiento cumplimiento del programa diseñado para ello. 8.2.2 Los productos pro ductos químicos programados programados en el desplazamiento Que la función de los productos químicos no se cumpla por fallas de calidad de los mismos. Estar preparados para tener productos químicos alternos para rediseñar en corto tiempo un programa de limpieza igualmente efectivo, o que realice la función que los otros productos no cumplieron. Se debe considerar el diseño de los espaciadores y lavadores químicos especiales, ya que la mayoría de los lodos utilizados son incompatibles con las salmueras, y es necesario su programación para garantizar una limpieza y desplazamiento efectivos del fluido de control hacia la superficie sin contaminación. contaminación.




8.3 FORMAS DE DESPLAZAMIENTOS Existen 2 formas para efectuar efectuar el desplazamiento del fluido fluido de control, control, ya sea por agua dulce, salmuera libre de sólidos o la combinación de ambos:  

CIRCULACION INVERSA CIRCULACION DIRECTA

La selección del procedimiento más adecuado depende de las condiciones operativas que se tengan en el pozo en cuestión, así como las condiciones de calidad de las tuberías de producción producción y/o revestimiento revestimiento que se tengan, tengan, de los resultados obtenidos obtenidos de los registros de cementación cementación en las zonas o intervalos intervalos de interés, y el tipo de fluido que se tenga te nga en el interior del pozo. 8.3.1 Circulación Inversa Si la información de los registros de cementación y la calidad de las tuberías de revestimiento indican que soportará una diferencia de presión calculado, ésta circulación es más factible de ser utilizada. Este procedimiento permite un mayor espaciamiento entre el agua dulce y los fluidos por desalojarse, así como será mayor el volumen de agua en los espacios e spacios anulares y menor el fluido que va quedando quedando en las tuberías de producción, producción, así mismo pueden utilizarse utilizarse regímenes de bombeo más elevados con con flujos flujos turbulentos. Estos regímenes de bombeo son los más adecuados para este tipo de operaciones de limpieza de pozos al ser desplazado el fluido de control; lo cual permitirá desplazamientos más efectivos y libres de contaminantes. Así mismo tendremos menores tiempos operativos y una menor adición de aditivos ya sean espaciadores y de lavadores químicos, lo cual nos dará como resultado una considerable reducción reducción en los costos costos del lavado y filtración. 8.3.2 Circulación Directa Si los registros de cementación muestran zonas no muy aceptables para ser sometidas a una diferencial de presión calculada del fluido de control a desplazarse con respecto al agua dulce, deberá utilizarse este método de CIRCULACIÓN DIRECTA, en el cual no se obtiene un desplazamiento muy efectivo debido a que los volúmenes de agua dulce a manejar son menores al circularse de las tuberías de producción a los espacios anulares.




Los regímenes de bombeo serán menores al incrementarse el valor de las pérdidas de presión por fricción, y por consiguiente el empuje del agua sobre el fluido de control en áreas más grandes creará deficiencias para un desplazamiento efectivo efectivo y en algunos casos no se dará el RÉGIMEN TURBULENTO necesario para garantizar que el pozo estará totalmente limpio de contaminantes. Así mismo serán necesarios mayores cantidades de espaciadores y limpiadores químicos, aunado al mayor tiempo de circulación y por consiguiente un costo más elevado por filtración y por tiempos operativos. Es necesario efectuar los cálculos pertinentes para que en ambos casos la presión de bombeo que se programe, no rebase los límites permisibles de colapsos ó ruptura de las tuberías, así como tener en cuenta los parámetros de fractura de los intervalos de interés. 8.4 RECOMENDACIONES PREVIAS AL LAVADO DEL POZO Previo al desplazamiento del fluido de control ya sea base agua o base aceite por el diseño de espaciadores y lavadores químicos, es necesario efectuar algunas consideraciones consideraciones referentes al fluido fluido de control que se encuentra dentro del pozo y en presas de trabajo: tr abajo: a) En pozos sin accesorios dentro del mismo, bajar la tubería de producción con los escariadores adecuados a las tuberías de revestimiento que se van a limpiar de fluido de control, y hasta la profundidad interior más cercana a la zona de interés para remover los sólidos y residuos acumulados de las paredes de las tuberías. En caso de tener accesorios como empaques, tratar de bajar la tubería diseñada para el paso libre hasta la profundidad adecuada para efectuar el lavado del pozo. b) Establecer la circulación con la bomba del equipo al máximo gasto permisible en forma directa. c) Un factor muy importante es el acondicionar el fluido de control en presas de trabajo y al circularse al interior del pozo previo al desplazamiento del mismo, por lo que sus propiedades necesitan ser consideradas desde el desplazamiento, para prevenir la formación de geles de alto valor, ya que de esta manera el fluido permitirá un mejor desplazamiento con mayor eficiencia.




Se deben seguir las siguientes consideraciones: 





Efectuar la circulación del fluido del pozo hacia los equipos disponibles de eliminadores de sólidos, con el propósito de remover contaminantes grandes, y de ser posible hacia presas o tanques limpios para ser reutilizado este al salir ya libre de sedimentos y agentes contaminantes. contaminantes. Reducir a valores mínimos permisibles la VISCOSIDAD PLÁSTICA y el PUNTO CEDENTE, para asegurar la movilidad del fluido en los espacios anulares y tener un eficiente barrido del mismo. Evitar en esta etapa los espaciadores o píldoras viscosas.

d) La tubería necesita ser reciprocada y si las herramientas lo permiten girarse antes y durante el desplazamiento para romper geles o bolsas estacionarias de fluido de control con sólidos acumulados y que produzcan altas viscosidades. e) Tratar de centrar la sarta de trabajo, para facilitar el desplazamiento, un buen centrado permitirá incrementar la remoción del fluido de control. f) Efectuar viaje corto con los escariadores o con la tubería que se lleve hasta la boca de la tubería de revestimiento corta (boca liner) ó levantarse aproximadamente 300 mts., y volver a bajar a la profundidad programada y seguir circulando el fluido filtrado. Así mismo al tener el pozo lleno lleno de fluido limpio, repetir repetir el viaje corto corto para que las herramientas que se lleven en la punta auxilien en la limpieza de sedimentos y remoción de residuos que se hubieran quedado adheridos en las paredes de las tuberías de revestimiento. Este movimiento de tubería permite elevar la eficiencia del desplazamiento incluso a bajos gastos de bombeo. g) Proceder a efectuar el desplazamiento desplazamiento del fluido fluido por espaciadores y lavadores químicos y por el fluido final programado para quedarse dentro del pozo, ya sea agua dulce ó salmuera libre de sólidos, circulados a gastos máximos de bombeo. La condición del flujo turbulento no es precisamente necesaria pero mejora la eficiencia e ficiencia de un desplazamiento. h) Para diseñar los volúmenes de espaciadores y lavadores químicos, es necesario considerar el volumen por remover en el lavado del pozo, ya que en caso de estar muy someros y el volumen por desalojar sea poco, el diseño puede puede ser ajustado por menores cantidades cantidades y evitar excesos en los costos de estos reactivos. i) En el caso de pozos de poca profundidad o de poca costeabilidad productiva, es conveniente efectuar un análisis del costo beneficio con la finalidad de evitar dispendios de recursos en yacimientos con poco valor de recuperación económica.




8.5 ESPACIADORES Y LAVADORES QUÍMICOS Todos los procesos para efectuar desplazamientos de fluido de control ya sea base agua o aceite, utilizan espaciadores y lavadores químicos, con la finalidad de evitar incompatibilidad incompatibilidad de fluidos, problemas de contaminación, limpieza del pozo de manera efectiva y para la separación de fases del sistema. Los baches espaciadores que deban ser programados programados deberán ser compatibles compatibles con el fluido que sale y el que le precede, pudiendo o no ser más viscosos que los fluidos por separar. Estos baches deberán extenderse por lo menos 100 metros de la parte más amplia de los espacios anulares para que tengan mayor eficiencia, por lo que el diseño de los baches para tuberías de revestimiento muy grandes deberá ser ajustado en sus volúmenes para garantizar su eficiencia. Para fluidos base aceite, su principal contacto como espaciador debe ser diesel por ser ambos compatibles. Para fluidos base agua, normalmente su principal contacto se inicia con un bache de agua dulce ó alcalinizada con sosa cáustica. Existen diversos productos de las compañías de servicios los cuales pueden ser utilizados como espaciadores, píldoras o baches viscosos y limpiadores químicos, todos ellos utilizan productos como viscosificantes naturales y sintéticos, soluciones alcalinas, surfactantes o solventes, para una activa remoción de contaminantes orgánicos e inorgánicos. Generalmente los lavadores químicos son usados para adelgazar y dispersar las partículas del fluido de control, éstos entran en turbulencia a bajos gastos lo cual ayuda a limpiar los espacios anulares, normalmente su densidad es cercana al agua dulce. En algunos casos se diseñan productos abrasivos como arenas para barridos de limpieza. En todos los casos, casos, deberán efectuarse efectuarse los trabajos programados de manera continua y sin interrupciones, evitando retrasos de tiempo y problemas críticos al efectuar el desplazamiento por este tipo de productos químicos. 8.6 PROCEDIMIENTO PARA LAVADO DE POZOS CON FLUIDOS BASE ACEITE CUANDO NO SE UTILICEN SERVICIOS INTEGRALES INTEGRALES DE COMPAÑÍAS. Este procedimiento de desplazamiento para fluidos base aceite, en ocasiones es más rápido y con mayor efectividad por las mismas condiciones de lubricidad del fluido, que auxilia a un mejor lavado del mismo, pero siempre la eficiencia dependerá de las condiciones en que se encuentre el fluido de control que está dentro del pozo. 1) Se inicia el programa de desplazamiento bombeando 30 barriles de diesel como bache espaciador entre el fluido por desalojar y la secuencia de baches programados intermedios. Este puede bombearse a bajo gasto o un promedio de 2 bls/min. Carretera Monterrey - Saltillo Km. 339, Santa Catarina Nuevo León. C.P. 66350 (8) 336 21-21 Fa x (8) 399 27-43 E-mail: [email protected] [email protected] xa.com.mx



2) Bombear 30 barriles de bache lavador de sosa cáustica cáustica con 1-3 lb/bbl. circulando a un gasto de 2 bls/min. como mínimo. 3) Bombear a continuación continuación un bache viscoso viscoso de 30 barriles, este puede ser preparado con agua dulce y algún polímero ya sea natural o sintético con una viscosidad marsh de 500-1000 segundos. Serán circulados hasta desalojarlos a la superficie siendo desplazados por agua filtrada de menos de 30 NTU o salmuera libre de sólidos a un gasto de 4-5 bls./min. 8.6.1 Los baches baches diseñados como lavadores lavadores autorizados para este tipo de fluidos base aceite cuando no se utilizan los servicios integrales de compañías son los siguientes: siguientes: A) Bore Clean ER-57X WELCHEM: Este se prepara tomando 1 M3 AGUA + 40 LTS. de este producto o similar. B) CW-8 DOWELL: Este se prepara con 1 M3 AGUA AGUA + 0.6 % de W-35+ W-35+ 0.6 % de F-35 o similar. 8.6.2 Las píldoras o baches viscosos autorizados para este tipo de fluidos base aceite cuando no se utilicen los servicios integrales de compañías son las siguientes: A) Por cada M3 de emulsión inversa empleada 70/30 sin peso, agregar 50 kgs. de arcilla organofílica + 6 kgs. de viscosificante o similar. B) Bache Mud-push-xlo-DOWELL. Mud-push-xlo-DOWELL. Se prepara con agua + 30 kg/m3 de gelificante J-149 + 5 % de surfactante U0661 + el 0.30 % de antiespumante antiespumante D-144 o similar. similar. 8.7 PROCEDIMIENTO PARA LAVADO DE POZOS CON FLUIDOS BASE AGUA CUANDO NO SE UTILICEN SERVICIOS INTEGRALES INTEGRALES DE COMPAÑÍAS. Este tipo de desplazamiento, el cual es el más común por el manejo que se tiene de los fluidos que no causan daños al medio ambiente y por medidas ecológicas, en ocasiones aún cuando el fluido esté en buenas condiciones, genera mayores problemas por la formación del encare del mismo, el cual es un contaminante contaminante difícil de remover. r emover. 1) Se Inicia el desplazamiento bombeando 30 barriles del bache espaciador el cual generalmente es agua alcalinizada con sosa cáustica (1-3 lb./bbl.). El gasto recomendado es de 2 bls./min.




2) Bombear un bache lavador con 30 barriles de agua dulce más la adición de lignita modificada (3 lb./bbl. kg/m3) , éste se bombea a un gasto de 2 bls./min. 3) Finalmente se bombea un bache viscoso de agua dulce con viscosificante viscosificante de natural o sintético, de 500-1000 segundos de viscosidad marsh a 2 bls./min. 4) Estos serán desplazados por el fluido filtrado filtrado sea salmuera o agua dulce dulce filtrada con una turbidez menor a 30 NTU a un gasto promedio promedio de 4-5 bls./min. según el equipo que se tenga en superficie. En algunas ocasiones para mejorar los barridos y limpieza , se diseñan varios tipos de lavadores químicos, los cuales son espaciados por agua dulce filtrada en cada etapa, para hacer más eficiente el desplazamiento y el lavado del pozo. 8.8 PROCEDIMIENTO PARA LAVADO DE POZOS BASE ACEITE CUANDO SE UTILICEN SERVICIOS INTEGRALES POR COMPAÑÍA. 1) Iniciar desplazamiento con 30 barriles de diesel como bache espaciador. 2) Bombear un bache lavador químico 30 barriles, éste debe ser de solvente de hidrocarburos (bache lavador + diesel). d iesel). 3) Bombear 50 barriles de floculante (bache lavador + agua filtrada). 4) Lavador químico 30 barriles (detergente + 1-3 lb-/bbl. de sosa cáustica). 5) Bache viscoso de 30 barriles (viscosificante (viscosificante + agua filtrada). Todos estos baches pueden ser bombeados a un gasto de 2 bls./min. En cada etapa intermedia de baches estarán intercalados intercalados baches de de agua dulce filtrada de menos de 30 NTU. Finalmente serán desplazados por agua filtrada de menos de 30 NTU o salmuera al máximo gasto permisible hasta dejar en la salida este mismo fluido con esas características. 8.9 PROCEDIMIENTO PARA LAVADO DE POZOS BASE AGUA CUANDO SE UTILICEN SERVICIOS INTEGRALES POR COMPAÑÍA. 1) Iniciar desplazamiento con un bache lavador de 30 bls. de agua filtrada alcalinizada con sosa cáustica (1-3 lb-/bbl). 2) Bombear 50 barriles de floculante (bache lavador + agua filtrada).




3) Lavador químico 30 barriles (detergente + 1-3 lb./bbl. de sosa cáustica). cáustica). 4) Bache viscoso de 30 barriles (viscosificante (viscosificante + agua filtrada). Todos estos baches pueden ser bombeados a un gasto de 2 bls./min. En cada etapa intermedia se intercalarán baches de agua dulce filtrada. Finalmente serán desplazados por agua filtrada de menos de 30 NTU o salmuera a máximo gasto hasta dejar en la salida este mismo fluido, con esas características. 8.10 FLUIDOS EMPACANTES La utilización de los fluidos de empaque en la etapa final de la terminación del pozo y el motivo por el cual se diseñan para ser colocados en los espacios anulares entre las tuberías de producción y las t uberías de revestimiento es para que estas tuberías se protejan adecuadamente de los efectos de la corrosión, y que faciliten la recuperación de los aparejos de producción, ya que uno de los principales problemas al tratar de sacar sacar estas tuberías de producción es la pegadura excesiva de los sellos multi-v en el cuerpo del empacador, lo cual cual ha originado en muchas ocasiones operaciones subsecuentes de pesca para recuperación total de las sartas, causando costos excesivos al alargarse los tiempos de intervención de los pozos. Esta selladura es provocada por problemas de corrosión, así como depósito de materiales orgánicos e inorgánicos o vulcanización de los elastómeros. Este tipo de fluidos se emplean también para mantener una presión hidrostática en la parte externa de las tuberías de producción y así evitar alguna falla por colapsos de las tuberías de revestimiento en algunas áreas de presión anormal. Al mismo tiempo se debe tener una correcta manipulación al prepararse en el campo, para evitar introducir agentes contaminantes por sólidos disueltos o sólidos en suspensión, los cuales reducirían la eficiencia de estos productos. Por lo anterior es necesario establecer un procedimiento adecuado para diseñar los fluidos empacantes y que éstos cumplan eficazmente la función para la cual fueron seleccionados.




8.10.1 Propiedades que deben tener los fluidos empacantes. Es necesario determinar las propiedades más adecuadas para diseñar los fluidos empacantes, y estas deben ser las siguientes: 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7)

Estable a condiciones de temperatura y presión. pre sión. No ser corrosivo. Que evite la formación de bacterias. Que esté libre de sólidos indeseables. Que no cause daños a las formaciones productoras. Que no dañe el medio ambiente. Que facilite la recuperación de los aparejos de producción.

8.10.2 Tipos de fluidos fluidos empacantes. empacantes. Los fluidos empacantes se pueden preparar en base a fluidos base agua y base aceite. Los base aceite aceite presentan una una mayor estabilidad que que los preparados con agua. Lo anterior debido a la naturaleza del aceite diesel ya que se trata de un solvente no polar, ya que los base agua por su naturaleza química requieren el empleo de agentes químicos especiales como son los inhibidores de corrosión, alcalinizantes, secuestrantes de gases, así como algunos bactericidas y viscosificantes como complemento y cumplir su función como fluido empacante de manera eficiente. Se pueden clasificar en base aceite y base agua y son los siguientes: BASE ACEITE:

A) Emulsiones libres de sólidos, con densidad de 0.84 a 0.94 gr./cc. B) Diesel o aceite estabilizado e stabilizado deshidratado con densidad de 0.84 gr./cc. BASE AGUA:

A) Agua tratada densidad 1.0 gr./cc. B) Salmuera sódica, dens. 1.03 a 1.19 gr./cc. C) Salmuera cálcica, densidad 1.20 a 1.39 gr./cc. D) Salmueras mezcladas de 2 o 3 tipos de sales: CaCl 2-CaBr2-ZnBr 2, que varía su densidad desde 1.31 hasta 2.30 gr./cc.




Una de las principales ventajas de los fluidos empacantes base agua, es que no dañan el medio ambiente y son de menor costo, por lo que en la actualidad son los que tienen una mayor demanda. 8.10.3 Requerimientos del agua utilizada para preparar fluidos empacantes Para el diseño y preparación de un fluido empacante base agua, se debe cuidar la calidad del agua que se va a utilizar, para evitar problemas dentro del pozo que pudieran alterar la eficiencia del mismo, por lo que tienen que cumplir con los límites de calidad permisibles siguientes : PROPIEDAD : SÓLIDOS TOTALES DISUELTOS SÓLIDOS EN SUSPENSIÓN DUREZA DE CALCIO(CaCO CALCIO(CaCO ) DUREZA DE MAGNESIO MAGNESIO (CaCO (CaCO ) ALCALINIDAD ALCALINIDAD TOTAL(Ca TOTAL(CaCO CO ) CLORUROS (NaCl) SULFA SULFATO TOSS (Na (Na SO ) FOSFATOS TOTALES SOLUBL SOLUBLES( ES(PO PO ) CROMATOS CROMATOS (CrO ) FIERRO TOTAL (Fe) PH

mg/l. 100 0-10 40 40 200 412 200 200 0.1 0.05 0.30 7-9

El análisis del agua es de suma importancia en la preparación de los fluidos empacantes, ya que el agua dulce por su gran habilidad para disolver un gran número de compuestos compuestos inorgánicos inorgánicos si no se tiene un control estricto de los iones en solución, pueden volver a reaccionar formando precipitados insolubles dentro del pozo con los consecuentes problemas en la recuperación de los aparejos de producción. En el agua de origen natural encontramos una gran variedad de sólidos disueltos, así como sólidos en suspensión, y a esto se debe: la turbidez, el olor, el color y el sabor, estas características dependen del lugar de donde se tome el agua, por lo que en estos casos se debe utilizar un tratamiento previo a este tipo de agua para ser utilizada en la preparación de fluidos empacantes. Los sólidos disueltos y los sólidos en suspensión nos indican la cantidad de impurezas disueltas en el agua y que son perjudiciales en el agua, además de aumentar su índice de turbidez. Las sales compuestas por las mezclas de bromuros y cloruros no son comúnmente utilizables por su alto costo y elevada toxicidad, así como los problemas inherentes a su manipulación en el campo, por lo que su empleo como fluidos empacantes está restringido en la actualidad, aunado a que las normas ecológicas para estos tipos de fluidos son muy estrictas. Normalmente en la actualidad, el agua utilizada para la Carretera Monterrey - Saltillo Km. 339, Santa Catarina Nuevo León. C.P. 66350 (8) 336 21-21 Fa x (8) 399 27-43 E-mail: [email protected] [email protected] xa.com.mx



preparación en el campo de los fluidos empacantes es agua tratada de alguna de las baterías de la empresa, la cual tiene que ser monitoreada para garantizar que cumple con los requerimientos de calidad y sus propiedades físico-químicas son las óptimas. 8.10.4 Recomendaciones para el empleo y manipulación de los fluidos empacantes. 1) Utilizar de preferencia agua tratada o tener equipo de filtración en la localización para garantizar la calidad y eficiencia del fluido empacante a prepararse. 2) Las presas, tanques de almacenamiento, líneas de descarga y de succión así como las pipas de presión y vacío donde sea transportada y cualesquier accesorio donde vaya a tener contacto el agua tratada o filtrada, deberán estar perfectamente limpias tanto en superficie como en la unidad de bombeo. 3) Analizar el agua tratada a su llegada a la localización, previo a la preparación del fluido empacador, en caso de que se tenga equipo de filtración, verificar que no rebase 30 NTU de índice de turbidez. 4) Seleccionar el tipo de fluido empacante que se va a utilizar, así como las concentraciones de los aditivos por añadirse. Ya sea agua dulce como base ó salmueras sódicas o cálcicas. 5) Determinar la densidad y volumen de fluido a emplear , si se trata de salmueras deberán ser sin impurezas, de preferencia el cloruro de sodio debe solicitarse con una pureza del 99 % y el cloruro de calcio con 95 % como mínimo. 6) En caso de ser salmueras será necesario ajustar su PH a 9.5. 7) Agregar los aditivos lentamente y durante el bombeo, evitando la aireación excesiva, estos reactivos deben añadirse en la concentración que previamente fué diseñada. No se pueden agregar antes de bombearse debido a que se trata de químicos muy reactivos y pueden reaccionar disminuyendo su actividad y perdiendo por consiguiente su efectividad dentro del pozo. 8) Verificar que el fluido empacante preparado vaya completamente claro.




9) El fluido empacante debe ser bombeado por circulación inversa, para que vaya directamente a los espacios anulares, impidiendo el acarreo de algún material indeseable que pudiera tener el interior de la tubería de producción. 10)Reportar 10) Reportar el volumen, densidad y concentración de los reactivos utilizados, utilizados, con la finalidad de que al regresar a efectuar alguna operación al mismo pozo, se pueda efectuar una evaluación física de las condiciones en que se recuperan los aparejos de producción, y verificar la efectividad de los fluidos de empaque preparados. Así mismo recuperar muestras del fluido empacante del fondo para efectuar un análisis y efectuar una comparación con sus propiedades originales, con la finalidad de que este fluido pueda ser reacondicionado para volverse a usar reduciendo costos de materiales químicos y disminuyendo las descargas al medio ambiente. 8.10.5 Aditivos utilizados en la preparación de los fluidos f luidos empacantes. empacantes. Para que el agua o salmueras cumplan eficientemente como fluidos empacantes, se deben incorporar en la localización los siguientes aditivos químicos: a) Inhibidores de corrosión de película. b) Secuestrante de gases: para O 2, CO2 y H2S. c) Bactericida. La calidad y eficiencia de estos aditivos químicos depende del proveedor y de los controles de calidad implantados en sus procesos pr ocesos de fabricación.




9.0 INTRODUCCIÓN El control de pozos es una operación crítica, ya que es de un riesgo potencial y causante de accidentes, se requiere especial atención en el diseño de los fluidos para el control, los fluidos base agua o aceite dañan a la formación productora. En el año de 1992 se incorporó la tecnología sobre el uso de fluidos limpios y salmueras de alta densidad, ya que estos como se ha mencionado son los fluidos más adecuados en los trabajos de terminación y reparación de pozos ya que minimizan el daño a la formación. 9.1 SELECCIÓN ADECUADA DE LA DENSIDAD Como se vio en el capítulo no. 3 el cálculo de la densidad es de suma importancia, ya que esto depende el éxito del control de pozo. Por experiencias, el cálculo de la densidad, por los métodos recomendados, no calculan con exactitud si no se tiene la temperatura correcta o se tienen salmueras de baja calidad, se ha encontrado que se debe aumentar entre 0.05 a 0.08 gr./cc, cuando la temperatura excede de 140 ° C, se requiere también que se lleven aditivos y salmueras tanto para aumentar como para disminuir la densidad. Los aditivos deben de ser para la temperatura te mperatura del pozo en cuestión. 9.2 VOLUMEN MÍNIMO A UTILIZAR Los fluidos newtonianos son muy susceptibles a la gasificación o migración del aceite por diferencia de densidades, debido a que no tienen viscosidad o gelatinosidad, es necesario que el volumen mínimo mínimo para el control de pozo sea dos veces la capacidad del mismo, así como tener instalado un desgasificador y una presa para la separación del aceite, la salmuera recuperada deberá de ser filtrada y tratada con todos sus aditivos tanto para no dañar al yacimiento como para inhibir la corrosión ya que al pasar a través de los filtros se eliminan estos aditivos. 9.3 ADITIVOS QUÍMICOS A UTILIZAR PARA PREVENIR EL DAÑO A LA FORMACIÓN Dentro de la operación de control de pozos se pueden generar pérdidas de filtrado o pérdidas parciales de circulación o inyectar el fluido a la formación. Estos sucesos pueden generar daño a la formación, aun cuando se utilicen salmueras libres de sólidos y filtradas, causan problemas en pozos con aceites que tienen alto contenido de asfaltenos y parafinas causando la desestabilización desestabilización del aceite y por ende la precipitación del lodo asfáltico.




Se requiere de un previo tratamiento con aditivos para evitar el daño por : Cambios de mojabilidad  Taponamiento por precipitación de asfaltenos  Taponamiento por precipitación de parafinas e mulsiones estables  Formación de emulsiones  Formación de lodos asfalticos 

Previo a la adición de estos aditivos al fluido limpio, deben de correrse pruebas para optimizar las concentraciones, las pruebas son de compatibilidad entre el aceite y el fluido limpio. Los fluidos limpios (salmueras) son sistemas que tienen un equilibrio químico delicado, esto debe de tomarse en cuenta cuando se utilicen a altas temperaturas para la compatibilidad de los aditivos que minimizarán el daño, estas pruebas deberán de correrse a temperaturas mínimo a 80 °C ya que normalmente los aditivos utilizados para evitar el daño a la formación tienen densidades menores al agua y se pueden separar de la salmuera por diferencia de densidades. Al final de esta guía técnica se encuentran los productos que pueden utilizarse para estos diseños. 9.4 CRITERIOS PARA LA UTILIZACIÓN DE MATERIALES DE PÉRDIDA DE FILTRADO Los fluidos limpios libres de sólidos adolecen de propiedades para el control de filtrado, para proporcionar esta propiedad existen varios aditivos tales como: 

Carbonato de calcio de diferente granulometría desde 1-300 micrones y el fluido viscosificado con goma xhantana.



Cloruro de sodio de diferentes granulometrías desde 1- 10000 micrones y el fluido viscosificado con goma xhantana.



Sales de borato de diferente granulometría granulometría desde 1- 3300 3300 micrones y el fluido viscosificado con hidroxietilcelulosa hidroxietilcelulosa



Resinas de diferente granulometría desde 1 - 5000 micrones y viscosificada con hidroxietil celulosa.

Se pueden utilizarse otros aditivos para el control de filtrado o pérdidas parciales de circulación tomando en cuenta que no deben de dañar a la formación. Carretera Monterrey - Saltillo Km. 339, Santa Catarina Nuevo León. C.P. 66350 (8) 336 21-21 Fa x (8) 399 27-43 E-mail: [email protected] [email protected] xa.com.mx



Algunos aditivos agregados a los fluidos limpios al pasar por los filtros son eliminados por lo que deben de agregarse en cada ciclo de circulación. Los aditivos para controlar la pérdida de filtrado deben de ser eliminados por algunos de los sig. métodos:   

Al relevar la presión hidrostática Por acidificación al intervalo cuando los aditivos sean solubles en ácido tales como: carbonatos, boratos etc. Por lavado con salmueras de menor densidad o agua dulce.

10.0 MISCELANEA DE PRODUCTOS QUIMICOS UTILIZADOS 10.1 PRODUCTOS QUÍMICOS MATERIAL QUÍMICO HIDROXIL CELULOSA HEC

HEC

XCD POLÍMERO

DESCRIPCIÓN

Viscosificante

Viscosificante para salmueras de alta dureza baja densidad

GOMA XANTANA

FUNCIÓN

RANGOS DE OPERACION

Polímero no-iónico soluble en agua y salmueras excepto en las 275°F de ZnBr2, se usa en concentraciones de 0.5 a 5 Lb/Bbl Polímero dispersado en un liquido orgánico, diseñado para viscosificar salmueras que contienen 275°F Bromuro de Calcio y Zinc NaCl, NaBr, KCl, KBr2, se usan en concentraciones de 4 a 8 Lb/Bbl Biopolímero usado para impartir esfuerzos cortes, mínimos y propiedades reológicas para una gran variedad de fluidos base agua y es compatible con cualquier aditivo para fluidos. Se usa en concentraciones de 0.5 a 3.0 Lb/Bbl.


250°F


NOMBRE COMERCIAL BARAVIS ( BAROID ) OSCAVIS ( OSCA,INC )

LIQUI-VIS NT ( BAROID ) OSCA SUPERVISLD ( OSCA,INC. )

OSCA XCD POLYMER ( OSCA,INC )


ADITIVO

PRESENTACIÓN PRESENTAC IÓN

OSCA 107F

Líquido

OSCA 109F

Líquido

OSCA 110F

Líquido

ROMPEDOR DE EMULSIÓN INHIBIDOR DE CORROSIÓN

COMPOSICIÓN FUNCIÓN Solvente Antiespumante Hidrocarburo Copolímero IDEM Silicón Emulsión IDEM Siliconica Rompedor De Emulsión

Varias

Varios

Líquido

Amínas Catiónicas, Sulfito, Biocida

OSCA 308 C

Líquido

Bisulfito De Amonio

OSCA 309 C

Líquido

Amína

OSCA 322 C

Líquido

Poliamína

OSCA 333 C

Líquido

Poliamína

OSCA 334 C

Líquido

Amínas Heterocíclicas

OSCA 335 C

Líquido

Amínas heterocíclicas

OSCA 336C

Líquido

Poliamínas

Líquido

poliamínas y amínas heterocíclicas

OSCA 339C


CONC. 1 Pint/500 Gal 4 Oz/100 Bbl 1 Pint/1500 Gal 30-120 ppm

Inhibidor De Corrosión, Sec. De O2 Secuestrante De O2

55 Gal/150 Bbl Para 1 ppm O2/15 ppm

Secuestrante De O2 Inhibidor De H 2s, CO2, O2 Y Antiemulsionante Inhibidor En Gas Natural Y Antiemulsionante Inhibidor De Corrosión En Gases Y Antiemulsionante Antiemulsionante Inhibidor De Corrosión En Gases Y Antiemulsionante Antiemulsionante Inhibidor de corrosión causado por H2S, CO2 y sales Inhibidor De Corrosión En Gases Y Antiemulsionante Antiemulsionante


ÍDEM 45 ppm 30-120 ppm

45 ppm

25 - 60 ppm


ADITIVO

PRESENTACIÓN PRESENTAC IÓN

OSCA 341 C

Líquido

OSCA 355 C

Líquido

OSCA 371 C

Líquido

OSCA 401 S

Líquido

OSCA 415 S

Líquido

OSCA 417 S

OSCA 418 S

OSCA 420 S

Líquido

Líquido

Líquido

COMPOSICIÓN

FUNCIÓN

CONC.

Inhibidor de corrosión, desincrustante y antiemulsionante Controlador de pH, inhibidor de Glicol corrosión y antiespumante Inhibidor De amínas Corrosión En Gases Y heterocíclicas Antiemulsionante Solubiliza Ácido orgánico incrustaciones de CO3, SO3 y óxidos; inhibido inh. corrosión Solubiliza asfaltenos parafinas, óxido de Agente activo de yhierro y residuos de superficie carbón; solvente mutuo

Amínas heterocíclicas fosfato éster

Agente activo de superficie no iónico y ácidos orgánicos Agente activo de superficie no iónico Agente activo de superficie fosfato orgánico, amínas cuaternarias

OSCA 425 S

Líquido

Fosfonatos

OSCA 427 S

Líquido

Polímero / Fosfonato


6 - 12 oz/1000 gal

10 - 20 % según el depósito 30 - 60 ppm

solubiliza depósitos minerales

30 - 60 ppm

solubiliza depósitos orgánicos, solvente mutuo

30 - 60 ppm

Inhibidor de corrosión, solvente mutuo, inhibidor de incrustaciones

30 - 60 ppm

Solubiliza CaCO3, CaSO4, SrSO4, BaSO4 30 - 60 ppm e inhibe la precipitación del FeS FeSO Previene la depositación CaCO 3, 30 - 60 ppm CaSO4, SrSO4, BaSO4



ADITIVO

PRESENTACIÓN PRESENTA CIÓN

COMPOSICIÓN

FUNCIÓN

CONCENTR ACIÓN

OSCA 523 P

Líquido

Polímero / Solvente

Inhibidor de parafinas

120 - 480 ppm

OSCA 524 P

Líquido

Polímero / Solvente

Inhibidor de parafinas

120 - 480 ppm

OSCA 532 P

Líquido

OSCA 555 P

Líquido

OSCA 556 P

Líquido

OSCA 606 W Líquido OSCA 736 B

Líquido

OSCA 753 B

Líquido

OSCA 754 B

Líquido

OSCA 602 SG Líquido

OSCA 960 IS Líquido OSCA E/SURF Líquido 200

Inhibidor de Agente activo de parafinas, superficie dispersante, agente mutuo Solventes Solubilización de alifáticos y depósitos en aromáticos tanques y líneas Solventes Solubilización Solubilización de alifáticos y depósitos en aromáticos tanques y líneas Acrilamida Coagulante y polimerizada dispersión de catiónica sólidos aceitosos Bactericída, para Agente bacterias aerobias antimicrobial y anaerobias Bactericída, para Agente bacterias aerobias antimicrobial y anaerobias Bactericída, para Agente bacterias antimicrobial aerobias,anaerobia s,algas y fungicida Resina alcohólica Secuestrante de amino/amína en H S 2 agua/metanol Removedor de Hidróxido de depósitos sodio, agente orgánicos e quelante inorgánicos Agente Lavador químico humectante para tuberías biodegradable



30 - 60 ppm 60 - 240 ppm 60 - 240 ppm 20 - 30 ppm 100 - 2000 ppm 2080 ppm 500 ppm inicial 30 - 50 ppm continuo De acuerdo al contenido de H2S 1 : 4 en agua

1 : 4 en agua


OSCA E/FLOC 500

Líquido

Surfactantes y dispersantes

Remoción de fluidos de perf. 1 : 4 en agua base agua o aceite y sólidos

Estos aditivos químicos son industriales y deben ser tratados como tal. Evite el contacto con: ojos, piel y ropa. En caso de contacto lave los ojos y piel por lo menos 15 minutos y acuda al medico. Nota : Todas las personas que trabajen con estos aditivos deberán de estar familiarizados con las medidas de manejo y seguridad.




11.0 FLUIDO DE B.D. DE EMULSION DIRECTA FAPX 11.1 ANTECEDENTES ANTECEDENTES La utilización con éxito del fluido de baja densidad en las zonas depresionadas del cretácico y del terciario, debido a que el daño a las formaciones suspensión, se productoras es mínimo mínimo además que no contiene sólidos en suspensión, clasificará como fluido limpio . INTRODUCCIÓN

Los problemas de pérdidas de circulación en las diferentes áreas de la región sur son muy graves debido a que existen formaciones naturalmente fracturadas o debido al avance en la explotación las ha depresionado depresionado de tal forma que se dificulta el control de las mismas. Para el control de las pérdidas se han utilizado o se utilizan materiales que dañan a las formaciones productoras tales como: mica, celofanes, cascaras de nuez, asfaltos, tapones diesel-bentoníta, sal granular de diferentes tamaños, carbonatos de calcio de diferente granulometría etc., etc. en la mayoría de los casos, se requiere de estimulaciones, para remover el daño o restaurar la producción o en algunos casos, cuando los pozos son de muy baja presión, no es posible el retorno de la permeabilidad. pe rmeabilidad. En el año de 1982 se formuló el fluido de baja densidad para tratar de subsanar el problema de pérdidas de circulación lo que fue con éxito, ya que se logró tener densidades de 0.80 g/cc y altas viscosidades mayores de 1000 seg. de viscosidad marsh o con un punto cedente hasta de 450 lb/100 pies cuadrados. 11.2 FORMULACION DEL FLUIDO DE BAJA DENSIDAD El fluido de baja densidad esta formulado formulado con la finalidad de no dañar a la formación productora ya que todos los aditivos son compatibles a la formación y son los siguientes: Aditivos

Conc. Agua 40-10 % Diesel 60-90 Emulsificante Emulsificante 1-2 % Carbonato de calcio 25-50 k/m3 

El emulsificante utilizado es no iónico y su nombre químico es nonil ( se ha utilizado desde 30 a 40 moléculas de fenol polietoxilado etileno).




Su naturaleza química ha garantizado que no daña a la formulación productora.  

El diesel utilizado debe de ser de adecuado para la emulsión (centrifugado) El agua debe de estar e star libre de sólidos.

El carbonato de calcio es para el control de filtrado y es opcional. Por pruebas de laboratorio inicialmente se comprobó que la sola emulsión no pasaba por un núcleo de prueba ya que la viscosidad le impide pasar a través de éste (Ec. de Darcy). De las estadísticas de campo, en 30 pozos intervenidos de 1982- 1984 se logró circular o controlar el pozo sin ningún obturante en un 90 % de las intervenciones con este fluido. 11.3 PROPIEDADES TÍPICAS DEL FLUIDO Parámetro Densidad Viscosidad Marsh Viscosidad Aparente Viscosidad Plástica Punto Cedente Geles 0/10 min. Filtrado Enjarre * RAA

Valores 0.81 g/cc 250 seg. 79 cp 44 cp 70 lb/100 pies 2 12/15 3.0 ml. 10 mm. 57/43

* Este enjarre formado es parecido al formado por los polímeros. CONTAMINANTES

Todos los sólidos que se incorporen tales como cemento, fierro. óxidos, obturantes de todo tipo etc., etc. , deben de ser eliminados por medio de vibradores que sean capaces de eliminar finos hasta de 1 micrón. CUIDADOS

El fluido de baja densidad FAPX es como se citó arriba una emulsión directa que se diluye con agua, se debe tener especial cuidado con las medidas de prevención de derrames ya que los fluidos base aceite están considerados como contaminantes. Los equipos de control de la contaminación deben de estar en funcionamiento para corregir algún derrame cuando se este utilizando este fluido.




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