Seleccion de Pozos Para Tratamiento Quimico

SELECCION DE POZOS PARA TRATAMIENTO QUIMICO

Aut A uto or es: B ar r eto V alde lder r ama, Chr i sti sti an; M asias sias Alejo Alejo,, L uis; F ar fan L opez, E di nson; nson; And A ndrr ade R i os, F elix; li x; R osas sas R ubi ubi o, R enato nato;; A nton nton B ar r i ento ntos, L uis E nri que-20 ue-2017 17

control, give treatment and management of the inlays of calcium carbonate and paraffins. It allows to predict the t he minimum and efficient concentration of inhibitor required for the specific conditions of a well and to select the most efficient inhibitor for the application of a treatment "squeeze" or "bacht" as the case may be. Keywor: Control of Wells, Carbonates, Paraffins, software, wellchemestry.

RESUMEN El presente trabajo se centra en la investigación de los problemas operativos que actualmente hay en la industria y por consiguiente trae una reducción significativa en las tasas de producción y por ende en un costo operativo adicional para solucionar problemas p roblemas relacionados por po r incrustaciones de carbonatos y parafinas. Wellchemestry es un software diseñado y programado exclusivamente para la aplicación en campos petroleros, permite tener una base de datos de los los pozos lo cual es fundamental para predecir, controlar, dar tratamiento y manejo de las incrustaciones de carbonato de calcio y parafinas. Permite predecir la concentración mínima y eficiente de inhibidor necesario para las condiciones específicas de un pozo y seleccionar el inhibidor más eficiente para la aplicación de un tratamiento “squeeze” o “bacht” según sea el caso.

Palabra Clave: Control Carbonatos, Parafinas, wellchemestry.

de

Pozos, software,

Abstract The present work focuses on the investigation of the operational problems that currently exist in the industry and therefore brings a significant reduction in the production rates and therefore an additional operating cost to solve problems related to carbonate and paraffin incrustations. Wellchemestry is a software designed and programmed exclusively for the application in oil fields, it allows to have a database of the wells which is fundamental to predict, Selección de pozos para tratamiento químico

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1.0 ANTECEDENTES

La acumulación de parafina y ccarbonatos arbonatos en las tuberías de producción y líneas de flujo es uno de los mayores problemas de la producción de crudo en ciertas áreas del Noroeste. La deposición se efectúa por encima de los 1800 pies de la tubería de producción y los 500 pies iniciales de la línea de flujo. En los pozos que producen con Equipo de Bombeo Mecánico (E.B.M.), las capas de parafina y carbonatos formada van restringiendo el flujo a través del espacio anular a nular entre la l a tubería y las varillas, con la consiguiente disminución de la producción. Debido Debido a esto esto los pozos deben ser intervenidos constantemente, a fin de efectuar el reemplazo con tubería limpia o remoción mecánica de la parafina en tubos y varillas, así como cambio de la bomba de subsuelo. La acumulación de parafina origina: La pérdida gradual del nivel de producción. Un mayor costo operativo por concepto de servicio de pozos al año. Disminuye la vida útil úti l del equipo de subsuelo.. El taponamiento de las perforaciones y de la bomba de subsuelo después de efectuar el raspado de la parafina, a menos que esta sea extraída del pozo inmediatamente por pistoneo. Por consiguiente es necesario encontrar un método de control de la deposición de la parafina más adecuado.

Selección de pozos para tratamiento químico

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2.0 INTRODUCCION

CaMg(CO3)2, que recibe su nombre por el geólogo francés Déodat Gratet de Dolomieu.

Las incrustaciones (scales) son depósitos adherentes y duros que se forman por procesos de depositación de compuestos inorgánicos, a partir de soluciones acuosas sobresaturadas de minerales conocidas como salmueras, como resultado de la alteración del estado de equilibrio termodinámico y químico (Cowan y Weintritt, 1976)

Muchos carbonatos son inestables a altas temperaturas y pierden dióxido de carbono mientras se transforman en óxidos.

Remover las incrustaciones de un pozo es bastante costoso; además hay que agregar el costo de la producción demorada; por lo tanto, mantener los pozos productores en buen estado, constituye en definitiva, la forma más eficiente de producir hidrocarburos. En la mayoría de los casos, para mantener la productividad de los pozos se prefiere utilizar el método de inhibición química como medio para prevenir la formación de incrustaciones. Las técnicas de inhibición pueden variar desde métodos básicos de dilución, a los más avanzados y efectivos inhibidores que actúan antes de que se inicie el proceso (Crabtree et al, 1999). Los carbonatos son las sales del ácido carbónico o ésteres con el grupo R-O-C(=O)O-R'. Las sales tienen en común el anión CO32- y se derivan del ácido carbónico H2CO3. Según el pH (la acidez de la disolución) están en equilibrio químico con el bicarbonato y el dióxido de carbono. La mayoría de los carbonatos, aparte de los carbonatos de los metales alcalinos, son poco solubles en agua. Debido a esta característica son importantes en geoquímica y forman parte de muchos minerales y rocas. El carbonato más abundante es el carbonato cálcico (CaCO3), que se halla en diferentes formas minerales (calcita, aragonito), formando rocas sedimentarias (calizas, margas) o metamórficas (mármol) y es a menudo el cemento natural de algunas areniscas.

Las parafinas se mantienen disueltas en el aceite a las elevadas temperaturas y presiones de fondo de los pozos. Bajo tales condiciones no causan dificultades, pero conforme el crudo sube por la sarta de producci.ón y entra en la línea de flujo fuera dél pozo, las temperaturas y presiones se reducen perdiéndose las fracciones livianas. Estos cambios reducen la solubilidad de los materiales de deposición, los que entonces precipitan en forma de masas cristalinas o gomosas. Inicialmente estas masas permanecen en el fluido del pozo como material en suspensión, pero luego a su paso por las tuberías estas particulas, se aglomeran en las superficies metálicas relativamente frías, en donde obstruyen el flujo. También se asientan en los fondos de los tanques. La acumulación de estas deposiciones parafinosas es uno de los mayores problemas operativos que confronta la producción de petróleo en el Noroeste, particularmente en las áreas de Lagunitos, Portachuelo y Carrizo, produciendo con serias limitaciones y a un mayor costo operativo. Es así que con la aplicación de un tratamiento químico adecuado se persigue minimizar o eliminar la deposición de parafina evitando de esta manera diferir producción, disminuir los servicios de pozos al año y por consiguiente.lograr producir a un menor costo operativo.

Sustituyendo una parte del calcio por magnesio se obtiene la dolomita


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Objetivo 

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El presente trabajo tiene por objetivo presentar el software Wellchemestry como alternativa adecuada y económica frente a los métodos tradicionales de control de deposición de parafina, efectuando un tratamiento a los pozos con un producto quimico que se caracteriza por ser dispersante y removedor de parafina. La aplicación de este producto se efectua en forma periódica (batch), al espacio anular de pozos con Equipo de Bombeo Mecánico. Mediante la optimización y puesta en funcionamiento el software se puede predecir la acumulación por carbonatos. Disminuir la intervención de servicio de pozos al año. Producir a un menor costo operativo. Tener una producción constante.


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3. ORIGEN DE LAS DEPOSICIONES PARAFINOSAS Y METODOS DE CONTROL 3.1 DEFINICION DE LA PARAFINA Debido a sus propiedades fisicas y químicas cierto tipo de crudos depositan una sustancia cérea denominada parafina. Podemos describirla como deposiciones orgánicas que afectan la producción de petróleo. Este tipo de crudo se denomina parafinico. TIPOS DE CRISTALES PARAFINICOS cuando el crudo tiene un contenido significativo de ceras, los problemas surgen de la disminución de la solubilidad exhibida por dichas ceras a medida que el crudo se enfría desde la temperatura del reservorio, dando como resultado la formación de cristales, su deposición y gelificación. Los modelos de crecimiento de cristales más importantes son: Agujas.-

Se piensa que están compuestos por moléculas de cadenas ramificadas. Forman redes y atrapan porciones de líquido del crudo. Maloscristales.- Son cristales de geometría pobre los cuales no pueden formar redes y son bombeables. Placas compuestos probablemente de hidrocarburos de cadena recta , saturados.

Son bombeables, pero es posible para las placas unir sus ejes y formar agujas falsas las cuales podrán formar una red. Microcristalinos.- Consisten principalmente en compuestos cíclicos, estos cristales se encuentran en los residuos depositados en las torres de destilación, pero no se encuentran en los depósitos parafinosos del crudo. FAC'I'ORES QUE GOBIERNAN LA DEPOSICION DE LA PARA.FINA Las ceras, gomas, resinas y materiales asfálticos depositados durante la producción y transporte del crudo estuvieron originalmente disueltos en el petróleo. El equilibrio de aquellos materiales con el aceite y el gas en e1 reservorio es destruido cuando la formación es abierta y Selección de pozos para tratamiento químico

se inicia la producción. Los principales factores que gobiernan la solubilidad y deposición de la. parafina son los siguientes: a.temperatura b.Relación soluto - solvente c.Presión ejercida sobre la solución d.cantidad de gas en solución e.Presencia de agua Acción de gomas, resinas y materiales asfálticos coloidales Presencia de arena, arcilla y otros materiales inorgánicos METODOS PARA CONTROLAR LA DEPOSICION DE PARAFINA La mejor manera de controlar la deposición de parafina, es por supuesto, previniéndola. , a raíz del advenímiento de la explotación de petróleo en el mar, hán surgido una serie de problemas que hacen necesario encontrar mejores metodos de control, además de econ6nicos. Existen tres maneras de prevenir la deposición de parafina, las mismas que se explican a continuación: MANTENER LA CERA EN SOLUCION.- Para esto se mantiene la temperatura de la superficie y la cera en solución por encima de su punto de enturbiamiento. Dentro del pozo, se puede llevar a cabo aislando la tuberia para evitar pérdidas de calor por conducción y convección, usando gases como nitrógeno y metano, y revestimientos con espuma en el espacio anular entre tubería y casing, a 1o largo de toda la zona de deposición. IMPEDIR LA ADHESIÓN DE CRISTALES DE SERA A LA SUPERFICIE DE DEPOSICION.Deben aplicarse revestimientos en esta área a fin dé que la adhesión disminuya, haciendo 1a superficie mas suav é y con la composición quimica correcta. Estos materiales además de disminuir 1a rugosidad de la superficie deben ser impermeables, difíciles de rasgar (no dejar el acero al descubierto), no rigidos, ni frágiles. La fibra de vidrio, porcelana, ceramica y gomas de siliconas han dado los mejores resultados en las pruebas de laboratorio y/o campo. Estos Página 5

recubrimientos no detienen comp1etamente la adhesión, pero disminuyen las fuerzas adhesivas entre los cristales de cera y la superficie· en contacto con la solución, lo suficiente como para que sólo sea necesario remover trazas de cera. EVITAR LA COHESION ENTRE LOS CRlSTALES DE CERA.- A traves del empleo de inhibidore, estos compuestos quimicos han demostrado en laboratorio ser modificadores de cristales (disminuyen el punto de enturbiamiento). Estas sustancias alteran los modelos de los c:ristales de cera, ya sea uniéndose a su nucleo principal o cocristalizando con ellos. 3.2. TRATAMIENTO QÚIMICO PARA CONTROL DE PARAFINA Los productos quimicos para el control de las. Paratinas se dividen en tres grandes categorías: -Díspersantes -Surtactantes -Modificadores de cristal

Las formulaciones· pueden contener una mezcla de varios elementos quimicos· de estas categorias y en diversas cantidades, el método de ataque depende de las caracteristicas particulares del sistema de producción, la localización del problema y la forma preferente de aplicación. DISPERSANTES.- Estos compuestos tienen la capacidad de cubrir quimicamente pequeñas particulas de cera y cambiar su capacidad para adherirse a otras o a la superficie de la tuberia. Los dispersantes son mejor añadidos en. sistemas de producción donde el volumen de agua producida sea relativamenfe baja y el tratamiento de aplicación preferente sea la inyección continua. SURFACTANTES .El principal mecanismo en operación con el uso dé surfactántes o detergentes químicos es la actividad superficial y la reducción de la tensión superficial. La tension superficial del aguá es. Mayor que la del Selección de pozos para tratamiento químico

aceite, y éste a su vez lo es respecto a la parafina, por tanto está ú1tirua es hidrofóbicá y oleofóbica. · Esto significa que ya no requerirá ser arrastrado con. el agua o el aceite y buscará un área de tensión superficial similar (por ejemplo, depósitos parafinosos). El uso de surfactantes reduce la tensión superficial del agua, lo cual permite a la parafina ser mojable al agua. La menor tensión superficial de la solución surtactante también permite a esta mezcla penetrar a las hendiduras entre las moléculas de parafina y atacar a las tuerzas aglutinadoras que mantienen la macroestructura parafinica unida. Con un tiempo de contacto grande se logrará además. penetrar hasta el enlace del cristal metal/parafina y romper las fuerzas de unión entre ellos. Los efectos surfactantes son observados en. las tres interfases de un sistema, líquido/líquido, aire/líquido, y sólido/liquido. Los agentes surfactantes son clasificados de acuerdo a su capacidad para ionizárse en el agua y la porción que juega en el rol de activación superficial, en : - Aniónicos, cuya molécula se ioniza sí contacto con el agua, siendo la porción cargada negativamente el agente dé activación superficial. porción negativa contiene el extremo soluble en agua Y aceite, el cual migra y se alinea en la interface (ver figura 2a). -Catiónico, 1a molécu1a se· ioniza también al contacto con el agua, pero donde· la porción cargada positivamente es el agente de· activación superficial. La porción cargada positivamente· también contiene Un extremo soluble al agua y al aceite el cual se alinea en la interfase. (ver figura 2b). -No iónico, son moléculas no ionizadas en partículas cargadas separadamente, sin embargo. tienen una porción soluble en aceite y agua que alineal en la interfase. (ver figura 2c) . Los agentes surfactantes en general, dan mejores resultados al ser aplicados en tratamientos periódicos ( "batch") , con flujos de agua tratada fresca preferentemente. Página 6

INHIBIDORES.-como se ha mencionado anteriormente, una manera de contro1ar la deposición de parafina era previniendo la formacion de cristales ·de cera y evitando que se unan entre ellos, es decir, inhibir la formación de los mismos. los inhibidores


actuan modificando la precipitaoión de los cristales de cera del crudo o condensado;. además de tener efectos sobre la deposi ción de parafina, también tienen efectos sobre la viscosidad del crudo, el punto de enturbiamiento y la bombealidad.

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3.3. APLICACION DELTRATAMIENTO QUIMICO PARA EL CONTROL DE LA ACUMULACION DE LA PARAFINA (Surfactantes) DESCRIPCION DEL PRODUCTO. CARACTERISTICAS,- Este producto quimico es un liquido organico, activador superficial para ser empleado en e1 crudo,. controlar la deposición de parafina y facilitar la producción de crudos viscosos. Por su· formulación soluble eh agua es efectivo en la remoción y prevención de la parafina en los equipos de produccion. MECANISMO DE ACCION .Remueve las deposiciones de parafina acumulados debido a su acción detergente, y también previene la deposición manteniendo 1as partículas de parafina dispersas y no unidas; reduciendo la viscosidad. PROPIEDADES siguientes:

FISICAS.-

Son

las

Gravedad especifica l.077 punto de enturbiamiento ºF 15 Punto de inflamacion ºFSFCC >200 Viscosidad,a. 100 ºF SUS 2.020 Solubilidád agua FORMA DE APLlCAClON. - Este producto puede ser aplicado media dosificación periódica ( “ batch'' ) , o por inyección continua. Un. tratamiento periódico consiste en bombear 5 a 10 galones del producto al pozo,. con intervalos entre una a cuatro semanas, dependiendo de la severidad del agua Problema. Debe ser agregado directamente e inyectado con un tapón, de fluido o por circulación en el pozo. Para un tratamiento de inyección continua, se agrega inicialmente de 200-500 ppm, hasta que el sistema esté totalmente limpio, luego se reduce la dosificación de 50l00 ppm para mantenerlo limpio.


TRATAMIENTO QUINICO EN POZOS DE NOROESTE La compañia Petróleos del Perú opera en Noroeste organizado en distritos de Producción , Los cuales a su vez comprenden 2 o más áreas. Estos distritos de Producción son lo siguientes: Los Orgános, Taiman, Peña Negra, Ballena-central, Coyonitas-Hualtacal, Carrizo-Merina, Lobit:ós-Pariñas , AlvarezLeones· , 'l'ablazo, Lomitos-san Pedro, Lagunitos,- Portachuelo. Asimismo las arenas productivas varian de una zona a otrá, cada cual con características y problemas diferentes; el grado de gravedad de estos originado por la déposición de parafiña también varia. Es así como de acuerdó a las intervenciones continuas por Servicio de pozos se detectó qué la deposición de paráfina es él mayor problema que se enfrenta en el área de Portachuelo con un 56% de pozos. Cabe aclarar que este no. es un problema aislado, pues puede presentare;e conjúntamente con deposicion de carbonatos o arena. Estos problemas afectan directamente la eficiencia Volumétrica con que trabaja el Equipo de Bombeo Mecánico (EBM), oscilando entre 20 y 50%. A efectos de evaluar el control de la parafina con productos químicos se seleccionaron 5 pozos del área de Portachuelo y l de Lagunitos que registraban numerosas intervenciones de Servicio de Pozos para limpiar la parafina. Como se puede observar en la tabla No 2 los pozos producen por la Formación Salina-Mogollón, excepto el pozo 5663 que produce también de la Formación·Amotape, y el pozo 3888 de Lagunitos que por ser de otra área produce de la Formación Parinas.

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La temperatura de fondo oscila entre 155 y 133 ºF. para la Fn. Salina Mogollón y 104 °F para la Fn. Pariñas. Es importante tomar en cuenta que la ternperatura del crudo en superficie es En la Tabla No. 3 se muestran las propiedades de los crudos producidos antes de la inyección del producto quirnico. De acuerdo a su factor de caracterización, se tratan de crudos de base mixta (cicloparafinas con cadenas laterales), con un contenido de parafinas de alto peso molecular superior a1 50%.

De acuerdo a los reportes de Servicio de Pozos tenemos deposición de parafina en los primeros 2000 pies de tuber1a, lo cual se confirma observando el punto de congelación (pour point) de los crudos, y la temperatura del crudo en superficie. Una vez definida las características del crudo producido se efectuó el análisis de una muestra de la cera para descartar la presencia de asfaltenos siguiendo la recomendación del fabricante indicadas Selección de pozos para tratamiento químico

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en el diagrama N° 1, encontrándose que la sustancia era soluble en pentano. Como siguiente paso se efectuaron las pruebas de botella con diferentes disolventes·, dispersantes, etc.. a fin de seleccionar el más ef'ectivo, de acuerdo a la recomendación del fabricante que se muestra en el diagrama Nº 2.


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4.SELECCION DE POZOS. Es necesario contar con los siguientes datos para efectuar una exitosa dosificación y evaluación producto como son ('ver tabla N.4):

Datos de completación del pozo y del EBM instalado, a fin de ánalizar periodicidad de taponamiénto. De tuberia por parafina durante la etapa surgente del pozo y las intervencionés del mismo durante su puesta en produccion con EBM, en donde se hace necesario el levantamiento arti'ficial por la disminución de la presión del reservorio y la liberación de mayor porcentaje de componentes volátiles. Frecuencia de servcio de pozos, durante su etapa de surgencia natural, asi como durante. su produccion por levantamiento artificial, Es importante identificar las intervenciones efectuadas por taponamiento de bomba con parafina producto de las limpiezas mecánicas de la tuberia de aquellas, intervenciones efectuadas para reemplazo de bombas trabadas por falta de nivel de fluido ( sobredimensionamiento de1 EBM), así también problema de deposición de carbonatos, rotura de varillas por excesiva desviación del pozo, bloqueos de bomba por entrada de gas liberado, instalación de bombas no adecuadas a las caracteristicas del fluido producido. Profundidad a la cual se deposita la parafina, de acuerdo a lo observado en .los reportes de servicios durante la época de surgencia natural la profundidad dé deposición de parafina es menor que durante su periodo de producción con EBM. Selección de pozos para tratamiento químico

Asimismo es importante este tipo de inf'ormacion cuando se producen rotura constante de varillas en ciertos tramos de la tuberia y poder identificar si estos ocurren por fricción con las deposiciones de parafina o si se debe simplemente a desviación del pozo. Producción de crudo y %BSW ,. e1 producto quimico empleado en el tratamiento es soluble en agua, pero el contenido de agua y sedimentos (BSW) no debe ser mayor del 50% ya que al estar muy diluido pierde su poder dispersante. Temperatura de fondo, a fin de determinar si es mayor que el punto de enturbiamiento y si la formación de cristales de parafina se producen dentro del réservorio, o si esta temperatura es alcanzada recién dentro de 1a tuberia de producción, de acuerdo a esto se determina si el tratamiento es por circulación en las paredes del pozo o de lo contrario se deba etectuar una inyección de inhibidor a presión dentro de la formación.

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-Temperatura del crudo en superficie, de acuerdo a esto se determina si la formación de cristales y la consiguiente deposición se lleva a cabo en las paredes del pozo o en la línea de flujo. hacia la bateria. -Análisis de la composición del crudo, con la destilación se puede determinar la temperatura de ebullición de los diferentes cortes, con la viscosidad y la gravedad API determinamos el índice "K" de caracterización, el punto de congelamiento o "pour point" como· se mencionó anteriormente es importante para determinar donde sé efectuará la deposición de parafina, % hidrocarburos de alto peso molecular nos dará la cantidad de componentes parafinícos en el crµdo.. Este tipode tratamiento por recirculación desde el pozo hacia un tanque dosificador y de ahi al espacio anular solo se puede aplicar siempre y cuando no haya producción a través del espacio anular ya que.impediría el mezclado del producto con e1 fluido producido que se encuentra en la tuber1a de producción, Asimismo la bomba de subsuelo debe estar en óptiinas condiciones a fin de dilatar el tiempo de circulación por fugas o pérdidas en las válvulas o excesivo escurrimiento entre el piston y barril. otra característica de los pozos seleccionados Es el de no tener un GOR (relacion gasaceite). , 4.1|. ACONDICIONAMIENTO DE LA INSTALACION DE SUPERFICIE Es necesario efectuar conexiones en superficie desdé el pozo al tanque inyector para efectuar la circulación del producto como se aprecia en el diagrama N° 3. Como se aprecia en. ese diagrama durante el tiempo que demore la inyección del producto el pozo quedará aislado de la bateria. El flujo del circuito estará fijado por la bomba de subsuelo, en el tanque dosificador no debe producirse acumulación de fluido por lo que solo tiene una capacidad para 20 galonés, el f1ujo en el espacio anular se puede asumir como laminar ya que este se escurrirá a través de la pared externa dé la tuberia de produccitón y la pared interna de la tuberia de revestimiento. El. nivel de fluido eon Selección de pozos para tratamiento químico

el cual produce el pozo debe ser' no mayor de 500 pies, puesto que el flujo de salida por la tubería de producción va a ser mayor que el de caida de fluido a través del espacio anular por lo cual es necesario que haya un nivel de fluido acumulado adecuado para que la bomba de subsuelo no se trabe por falta de columna hidrostática, pero como el sistema ha quedado aislado el nivel va a incrementarse por el aporte de crudo proveniente del reservorio. El material requerido para efectuar él acondicionamiento del sistema debe soportar 800 psi., asi mismo es importante la instalación de uná válvula de· seguridad en el tanque, ya que durante el. periodo de· circulación puede producirse en forma intermitente· liberaciones de gas a través del espacio anular, Originando una contraprésión en el sistema y en el tanque, con lo cual se pone en riesgo la operación. Asimismo es importante desfogar el pozo por espacio de 15 minutos para liberar el gas encerrado, antes de iniciar el tratamiento.. 4.2.. PREPARACION DEL POZO Antes de iniciar el tratamienta es necesario efectuar: Limpieza al pozo,es necesario retirar todo el equipo de subsuelo, verificar el fondo efectivo con cable para determinar si se encuentra sucio con carbonatos, lodo o simplemente residuos metálicos de intervenciones efectuadas anteriormente, para lo cual se emplea la herramienta denominada "bela mecánica o hidrostatica", con la cual se extraen los depósitos primeros antes mencionados, en ·el ultimo. caso se debe efectuar la molienda con una broca adecuada denominada "rima", posteriormente los residuos se retira por circu1ación de crµdo hacia la superficie. Reemplazo de tubería por tubos limpios traídos de los Patios de· Producción, efectuar prueba manométrica con fluido para verificar que no hayan tubos rótos o coples gastados. Reemplazo de varillas de bombeo por varillas usadas e inspeccionadas , puesto que no es suficiente efectuar la limpieza de· las inicialmente instaladas debído al desgaste y elongacion sufrida como consecµencia de sopórtar fricción con la Página 13

parafina. Instalacion· de bomba de subsuelo, insertable reparada que: no tenga fugas o pérdidas por las válvulas·, asimismo es necesario también efectuar la prueba manométrica a la bomba para verificar su adecuado funcionamiento. Limpieza de la linea de flujo, empleando un camión caldero para vaporizar la linea de flujo hasta la bateria y evitar restricciones en el flujo.


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4.3. APLICACION DEL PRODUCTO. El método de apl icación sera no continuo ( batch) , de acuerdo a las pruebas de laboratorio. Él equipo instalado para el tratamiento quedará fijo en cada pozo y asi evitar el desgaste de las uniones y el deterioro del tanque. El producto ingresará al pozo por el espacio anular impulsado por la misma unidad de bombeo. Antes de efectuar las conexiones (ver Diagrama. Nº 3) para el tratamiento se debe desfogar el pozo por el espacio anular. con el fin de saturar el espacio anular y formar una pelicula de producto quimico en las paredes interiores de la tuberia de bombeo y línea de flujo, la primera inyección será ,superior a la siguiente, recomendándose. 1O galones . La inyección de producto será cada 30 días, 5 galones de producto por pozo, tiempo de recirculación de 6 horas para todos los pozos ya que tienen características semejantes como la profundidad y las arena.s productoras, el pozo permanecerá cerrado por 1 hora para lograr que el producto pueda ejercer su acción disparsante en el crudo. 5. PROBLEMAS QUE OCASIONAN LAS INCRUSTACIONES EN LA INDUSTRIA DEL PETROLEO. 

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Las incrustaciones originan gran cantidad problemas en la industria del petróleo alguno de los cuales serán nombrados a continuación: Taponamiento en la matriz y las fracturas de la formación productora y receptora de agua. Taponamientos en la cara de la formación. Obstrucción de las perforaciones. Interferencias en la recuperación secundaria y terciaria. Creación de la necesidad del uso de tratamientos costosos y frecuentes de estimulación de pozos (trabajos de acidificación).


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Restricción del flujo a través de las tuberías (taponamiento del tubing y las lineas de Flujo). Disminución de la capacidad de las lineas, vasijas y tanques. Cambios totales o parciales de lineas y accesorios. Pérdida de tiempo y dinero en el mantenimiento de lineas y equipos. Costos adicionales para la recuperación de líneas y equipos mediante la utilización de removedores de scale (mecánicos y químicos). Mal funcionamiento de los separadores y tratadores por la reducción del diámetro de la línea de salida de agua.. Incrementos en el peso de las varillas de bombeo mecánico y en consecuencia aumento en la carga de levantamiento para la unidad de superficie. Pega de las varillas del bombeo mecánico al tubing de producción y posterior ruptura de las mismas debido a la fuerza ejercida por la unidad de superficie. Incremento en el costo y consumo de los combustible debido al aumento en la presión de las bombas de transferencia, incremento de la potencia en el machine, etc. Disminución en la productividad de los pozos de crudo. Aumento de las pérdidas de producción debidas a la imposibilidad de hacer una adecuada disposición de las aguas asociadas a la producción. Creación de la necesidad de perforar nuevos pozos productores. Gastos adicionales en la adecuación y completa miento de más pozos productores. Taponamiento de gas anchors. Fallas en los materiales de los pirotubos de los tratadores e intercambiadores de calor por creación de puntos de sobrecalentamiento. Disminución de la transferencia de calor en los tratadores e Intercambiadnos. Página 15

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Problemas de corrosión por pttting (picadura) causados por la depositación Irregular sobre las superficies metálicas, debido a que se crean zonas anócicas y zonas catódicas. 'Las picaduras se observarán debajo del scale'. Problemas de corrosión por celdas de aireación diferencial entre la zona incrustada y la no incrustada cuando los scale son bastante impermeable y existe oxígeno disuelto en el sistema. La corrosión se presenta debajo del scale. Incremento de la actividad bacterial y la corrosión asociada con las bacterias anaeróbicas.

hacer cálculos de solubilidad y/o pruebas de mezclas en el laboratorio. 

Dilución de Aguas: Normalmente forme incrustación puede ser diluida con otra agua, resultando una mezcla estable a las condiciones del sistema, debido a que la concentración de los compuestos poco solubles disminuye por debajo del punto de saturación.

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Control del pH : Al bajar el pH aumentará la solubilidad de los compuestos de hierro y carbonato. Sin embargo, también tenderá el agua a ser más corrosiva. Es importante aclarar que el pH tiene poco o ningún electo sobre la solubilidad de los depósitos de sulfato. En la práctica este método no es muy usado debido a su dificultad en el control en operaciones normales de campo. Para bajar el pH se usan ácidos.

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Eliminación de los componentes incrustantes: Los gases corrosivos disueltos tales como CO?, 0? y H?S pueden ser eliminados del agua por medio de métodos mecánicos y/o químicos, evitándose la formación de productos de corrosión insolubles de hierro (sulfuras y óxidos). Es importante tener en cuenta que al remover el CO? del agua, se aumentará severamente la incrustación, sin embargo el pH puede ser bajado lo suficiente para convertir todos los carbonatos y bicarbonatos en CO? y luego removerlo previniendo la formación de costras de carbonatos.

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Ablandamiento del agua: Procesos tales como intercambio iónico, ablandamiento, precipitación o destilación se utilizan para prevenir la depositación de incrustaciones formadas por iones tales como Ca". Mg". SO," y pueden ser usados solos o en combinación para ablandar de

Potencialidad de incendios por incrustaciones de sulfuras de hierra pirofórico. Incrementos desmesurados de la presión de los sistemas que pueden causar rupturas y fugas en los empaques, lineas de flujo y tubing. ocasionándose fugas que pueden contaminar el medio ambiente. Aumentos en los costos de producción debido a la creación de programas de control de las Incrustaciones (uso de productos químicos). Imposibilidad de mezclar aguas debido a su incompatibilidad. Incremento de los sólidos suspendidos en el agua.

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6. PREVENCION DE LA FORMACION DE INCRUSTACIONES La formación de depósitos incrustantes además de ser precedida por cálculos de solubilidad, también puede ser prevenida si se tienen en cuenta los siguientes parámetros: 

Evitar mezclas de aguas incompatibles: Para determinar si dos o más aguas son incompatibles se deben


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esta manera el agua. Estos procedimientos son muy costosos y son poco usados en la industria petrolera, quizás el más aplicado en operaciones de campo es el intercambio iónico, que es utilizado en aguas de alimentación de calderas (boilers) en plantas de procesamiento de gas y para aguas usadas en generadores de vapor en operaciones de recobro térmico y en vanos procesos de recuperación mejorada de petróleo. 

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Uso de inhibidores de incrustación: Estos previenen la precipitación de los cristales adheridos a superficie sólida (tuberías, tanques, etc). En realidad los Inhibidores más que para prevenir, se usan para controlan el crecimiento de las incrustaciones. Limitar la concentración de minerales formadores de incrustaciones: por el control de los ciclos de concentración o por remoción de los minerales antes que estos entren al sistema. Los ciclos de concentración es la relación en el contenido de un ion en el agua de purga y su contenido en el agua de reposición.

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I nterferir a los iones de potencialmente incrustadores: se adiciona un ácido para mantener disueltos los minerales formadores de incrustaciones, tales como el carbonato de calcio y prevenir el cremento de cristales. La adición de ácidos sulfúrico transforma los bicarbonatos en sulfates, previniendo la precipitación como carbonato de calcio. Hacer cambios mecánicos: en el sistema para reducir la posibilidad de Formación de Incrustaciones. El Incremento del flujo de agua en intercambiadores con grandes áreas superficiales es un ejemplo de esto.


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Tratamientos con productos químicos: estos deben ser debidamente diseñados para prevenir las incrustaciones.

6.1 CONTROL QUIMICO DE INCRUSTACIONES Las incrustaciones pueden ser evitadas y/o minimizadas usando diferentes productos químicos en los que los más importantes son los inhibidores de incrustación; aunque también se pueden incluir los biocidas. debido a que la actividad bacteriana produce depósitos biológicos y lodos, además de sulfuro de hierro que es bastante incrustante. Los productos para corrosión podrían ser incluidos de forma secundaria, debido a que un exceso en los productos ocasionados por la corrosión, puede causar problemas severos de incrustación, algunos de estos productos son: los inhibidores de corrosión y los secuestrantes de oxígeno. Los tratamientos con inhibidores químicos de incrustaciones más usados, son: Los acondicionadores de incrustaciones: modifican la estructura del cristal de las incrustaciones, creando un lodo pesado y transportable en vez de un cristal duro, que puede continuar creciendo. Entre los acondicionadores de incrustaciones tenemos: Ligninas. Taninos; compuestos polimericos. Los inhibidores químicos de tratamiento umbral: previene la formación de incrustaciones, manteniendo en solución los minerales formadores de incrustaciones y no permitiendo que se formen depósitos. Entre los inhibidores químicos de tratamiento umbral tenemos: Fosfatos. Orgánicos. Polifosfatos. Compuestos polimericos. 6.2. INHIBIDORES DE INCRUSTACION Los inhibidores de incrustación, son químicos que pueden demorar, reducir o prevenir la formación de estas cuando se adicionan en pequeñas cantidades a aguas normalmente formadoras de depósitos. Los Página 17

inhibidores empleados en las operaciones de campo funcionan con uno o algunos de los siguientes mecanismos: Previniendo la nucleación. Lo que bloquea la formación de los cristales. Evitando el crecimiento de los cristales cuando los mismos comienzan a formarse; en este caso el Inhibidor se adsorbe sobre la superficie de los cristales mientras ellos están todavía diminutos y previenen asi su crecimiento. Evitando que se adhieran de nuevos cristales a depósitos Incrustantes ya formados. Los inhibidores de incrustación se usan con mayor frecuencia para evitar el crecimiento de los cristales de los depósitos ya formados, esto significa que el inhibidor debe estar presente en los lugares donde los cristales comienzan a formarse. Otra de las funciones de los inhibidores de incrustación es mantener los iones en solución y evitar que estos se precipiten y formen depósitos. La efectividad de la función controladora del Inhibidor depende básicamente de las dos siguientes reglas: El inhibidor debe ser aplicado aguas arriba del punto de formación de los cristales. •

•

Se debe aplicar en forma continua.

esta concentración residual depende del producto aplicado y el volumen de agua producida, pues en grandes volúmenes este valor puede llegar a ser muy costoso: por lo tanto se recomienda que la compañía química que realiza el tratamiento suministre el valor de la concentración residual para que su producto funcione adecuadamente. Concentraciones mayores de Inhibidor pueden ser requeridas cuando el agua presenta muchos sólidos en suspenden, debido a que el producto químico se adhiere a la superficie de los sólidos desgastándose. Algunos Inhibidores de scale reaccionan con iones caldo, magnesio o bario para formar compuestos Insolubles. La precipitación de estos compuestos puede resultar en la formación de un scale. y así crearse un nuevo problema. Generalmente fosfatos y polímeros son más propensos a este problema. Los mecanismos por los cuales se piensa que los inhibidores de scale funcionan involucran las siguientes habilidades: •

Dispersantes

•

Antiprecipitantes

•

Secuestrantes

•

Agentes queladores

•

Modificadores de cristal

•

Condicionadores de sludge (depósitos de

barro) Las dosificaciones con que se aplica un inhibidor de incrustación frecuentemente oscilan entre 1 ppm y 20 ppm. Se debe tener en cuenta que la concentración en que se aplique el Inhibidor de incrustación. Garantice una protección total del sistema: es decir, debe existir presencia de inhibidor en el punto más extremo del sistema, esto se mide mediante una prueba de residual del producto químico aplicado.

La mayoría de los inhibidores de Incrustación aplicados, usan la alteración de la morfología del cristal como mecanismo de inhibición, lo que se conoce como el efecto de entrada (threshold effect). Sólo los secuestrantes tales como el ácido ethylenediaminetetraacetic (EDTA) y el ácido nitrolotriacéitico (NTA) no utilizan el mecanismo anterior.

La concentración mínima de Inhibidor en el punto mas extremo del sistema puede ser de 2.5 ppm {residual de inhibidor de incrustaciones); claro que

Los polímeros a base de fosfonato cumplen su función de la siguiente manera: Cuando el primer scale comienza a formarse, muchos cristales


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diminutos se precipitan del agua, en este momento los iones fosfonafos cubren los diminutos cristales antes de que ellos puedan agruparse y así crecer. Este mecanismo anteriormente descripto es conocido como la adsorción del fosfonato sobre el núcleo del scale; por lo tanto gran cantidad de scale puede ser tratado con poca cantidad de polüosfonato.

debe determinar mediante una marcha que tipo de Incrustación fue la que se depositó. B. Cupones de incrustación: Los cupones de incrustación son piezas de metal con un mínimo de 6 a 8 orificios de diferentes tamaños que proveen una ligera calda de presión y turbulencia al paso del fluido. Estos cupones deben ser instalados normales al flujo (de frente al flujo) para que el fluido pase por entre los orificios. Antes de ser instalados deben ser pesados, numerados y anotados el día de su instalación. El tiempo de exposición varia entre 15 y 30 días y depende de la tendencia a la deposición calculada con el Índice de estabilidad.

Se debe tener muy en cuenta que muchos inhibidores de scale pueden adsorberse sobre los sólidos suspendidos en el agua (productos de corrosión y arcillas), provocando esto que dosis grandes de inhibidor sean empleadas para que este cumpla su función de adsorberse sobre el núcleo del scale. 6.3. MONITOREO Y CONTROL DE LAS INCRUSTACIONES La dificultad de preservar la calidad del agua, es función principal de la longitud y complejidad del sistema de inyección; es decir que los pozos Inyectores más retirados de la planta de tratamiento de agua, tienden a inyectar agua de menor calidad, por esta razón dichos pozos son puntos criticos para el monitoreo del agua de inyección. Un monitoreo serio del comportamiento de las incrustaciones, permitirá ejercer un excelente control sobre los problemas que estas ocasionan, disminuyéndose asi substancialmente los costos involucrados en el tratamiento químico (optimización del producto) y evitándose acciones conectivas que Incrementan las costos de operación. Los métodos que con mayor frecuencia se utilizan para monitorear la formación de incrustaciones son: A. Inspección visual de líneas de flujo, tanques, válvulas, vasijas y bombas: Cuando se tenga la oportunidad, se debe observar si los elementos anteriormente nombrados, presentan depósitos Incrustantes en su interior. También se Selección de pozos para tratamiento químico

7. METODO DE CAMPO PARA LA IDENTIFICACION DE DEPOSITOS 1.

PARAFINICO. 

SI derrite por encima de 125 °F.



SI Ilota en el agua.



SI se disuelve en pentano. kerosene, diesel o gasolina caliente.



SI se disuelve completamente en xieno caliente.

2.

ASFALTENO. 

SI no se derrite a 125 "F.



SI no se disuelve en pentano. kerosene, diesel o gasolina caliente.



SI se disuelve completamente en xileno caliente.

3. SOLIDOS (incrustación, sulfuro de hierro, arena, lodo. efe). 

SI no se derrite a 125 "F. Página 19





Azufre coloidal.

SI no se disuelve completamente en xileno caliente.

•

SI se sumerge en agua.

Triturar el depósito, cubrirlo con tetracloruro de carbono. Si el depósito se disuelve, turar el liquido, el azufre coloidal aparecerá en forma de hilos amarillos sobre el papel futro después de que este se haya secado.

4. Si el depósito analizado no se disuelve completamente en xileno caliente, probablemente es un depósito inorgánico; proceder de la siguiente manera:

ANÁLISIS CUALITATIVO DE DEPÓSITOS.

Lavar el depósito presecado con gasolina, kerosene o xileno para remover el aceite depositado sobre este, enjuagarlo con metanol y dejarlo secar. - el depósito seco y calcular el porcentaje de hidrocarburo por diferencia de peso. - Triturar el depósito y dejarlo inmerso en agua. * Si el depósito sumergido en agua se disuelve es probablemente Cloruro de sodio u otra sal soluble en agua. Si no hay reacción proseguir con el siguiente paso. •

Romper el depósito prepesado y cubrirlo con HCI (1:10) o sino ácido muriático. •

Si burbujea o efervece sin olor desagradable y: •

Permanece sin color. Probablemente es carbonato de calcio, o Se torna amarillo. Probablemente carbonato de hierro u oxido de hierro. Si burbujea o efervece con olor desagradable y: Permanece sin color. Probablemente es sulfuro de plomo, o Se toma amarillo. Probablemente es sulfuro de hierro. •

'Pesar el depósito seco y calcular el porcentaje soluble en ácido, por diferencia de peso. - Si no hay reacción en los pasos anteriores, el depósito puede estar formado por:

Incremento en la presión de E. inyección del sistema y disminución de las ratas de inyección: el aumento de la presión para mantener el caudal del sistema y/o la disminución de la infectividad. Indican la formación de taponamientos posiblemente por incrustación. Análisis físico-químicos del agua: F. permiten ver el efecto que tienen los diferentes componentes del agua en la formación de depósitos. También es una herramienta muy útil para evaluar la calidad del tratamiento químico que se está implementando. Los análisis fisicoquímicos más utilizados son: TEMPERA TURA. Su importancia radica en la relación que existe entre ella y la cantidad de oxígeno que puede contener el agua. También es un parámetro indicador de incrustación. Debe ser medida inmediatamente.

•

Sulfato de bario.

•

Sulfato de calcio.

•

Sulfato de estroncio.

•

Arena, arcilla, lodo. coke. etc.

Esta afecta la tendencia a la depositación de carbonato de calcio, sulfato de calcio y sulfato


Página 20

de estroncio, el pH y la solubilidad de los gases en el agua. La gravedad específica es función también de la temperatura. GRAVEDAD ESPECIFICA Se define como la densidad del agua a examinar sobre la densidad del agua destilada. La densidad es el peso sobre unidad de volumen. El agua destilada pesa 1 g/ml a 4. "c. Asi una gravedad específica mayor a 1.0 indica que la muestra de agua es mas densa o más pesada que el agua destilada. Puesto que las aguas contienen sólidos disueltos (iones, compuestos, gases) su densidad es siempre mayor 1.0 ganl. La magnitud de la gravedad específica, es un indicador de la cantidad de sólidos disueltos en el agua. Esta puede ser calculada mediante la siguiente ecuación: ge = 1 + tds (mg/l)' 0.695 " 10* donde: Ge = gravedad especifica tds= sólidos disueltos totales. PH. Prácticamente todas las fases de tratamiento del agua, como la neutralización ácido-base, suavizado, precipitación, coagulación, desinfección y control de la corrosión dependen del ph. A mayor ph crece la tendencia a las incrustaciones y a menor ph aumenta la posibilidad de problemas por corrosión. Debe ser medido inmediatamente pues al caer la presión los gases ácidos (co? Y hps) se liberan incrementando el valor real. ALCALINIDAD. Representa la habilidad que tiene el agua para recibir los ácidos sin reducir substancialmente su ph. Las principales fuentes de alcalinidad en el agua son: el ion hidróxido. El ion carbonato y el ion bicarbonato. Debe ser medido inmediatamente por la influencia del co? Disuelto. La alcalinidad se divide en alcalinidad " p " y" m" Selección de pozos para tratamiento químico

Alcalinidad a la fenoltalelna (p): es una medida del número de equivalentes ácidos requeridos para bajar el ph del agua a aproximadamente 8.3. Alcalinidad metil naranja (m): Es una medida del número de equivalentes ácidos requeridos para bajar el ph a aproximadamente 4.5. Muchas aguas naturales tienen un ph menor 8.3 y por lo tanto tiene una alcalinidad ' p ' de cero y no contiene c03". Esto indica que muestra únicamente alcalinidad " m ". Las cual es atribuida al hcoj. Algunas veces las aguas presentan alcalinidad ' p " cuando su ph lo han incrementado para propósitos de tratamiento. En la siguiente figura se observa la presencia de bicarbonatos, carbonatos e hidróxidos en diferente rangos de ph.

Observe que por debajo de un ph de 4.3 no hay alcalinidad, en un ph entre 4.3 y 8.2 toda la alcalinidad es debida a los iones bicarbonatos, entre 8.2 y 10.0 de ph la alcalinidad es debida a los iones carbonatos y bicarbonatos y analmente entre un ph de 10.0 y 14.0 la alcalinidad se debe a los iones carbonatos e hidróxidos.

DUREZA TOTAL. Es la suma de las concentraciones de calcio y magnesio expresada como carbonato de calcio caco. En mg/l. Se divide en dureza de carbonatos (incrustaciones debidas a carbonatos y bicarbonatos) y en dureza de no carbonatos (incrustaciones de súrtalos). Aunque otros constituyentes tales como el hierro, manganeso y otros cationes Página 21

polivalentes también contribuye a la dureza, casi siempre tiene concentraciones tan pequeñas que en realidad no afectan la dureza del agua de los campos petroleros. La dureza total se calcula con la siguiente fórmula. Dureza total como ppm de cacoz = (ppm c a" x 2,5) + (ppm mg" x 4.1) La dureza se divide en dos tipos: la de carbonatos y la de no carbonatos. La de carbonatos es la dureza que se debe a los bicarbonatos y carbonatos. El resto de la dureza se denomina de no carbonatos. La dureza de carbonatos es fácil y económica de controlar, pero la de no carbonatos (ion predominante sulfato) es más difícil y costosa de eliminar. Cuando la dureza es numéricamente mayor que la suma de las alcalinidades de carbonatos y bicarbonatos, la cantidad de dureza que equivale a a alcalinidad total se denomina 'dureza de carbonatos" y la cantidad de dureza que excede a ésta se llama "dureza no carbonatada'. Cuando la dureza es numéricamente igual o menor que la suma de alcalinidades de carbonato y bicarbonato, todo la dureza es de carbonato, estando ausente la de bicarbonato. CA'1 Y MQ' . Son los principales contaminantes que forman incrustaciones. CLORUROS. Un contenido elevado de estos puede causar el incremento de la corrosión y por ende la formación de productos de corrosión que pueden depositarse. BARIO. Su combinación con el ion sulfato forma el Sulfato de Baño que es extremadamente insoluble. HIERRO. Es importante para detectar y monitorear la corrosión en un sistema de agua, sus Selección de pozos para tratamiento químico

precipitados pueden causar taponamiento de la formación. El hierro puede estar presente en solución como ion férrico (Fe") o ion ferroso (Fe") o en suspensión como un compuesto de hierro precipitado. El contenido de hierro se usa frecuentemente para controlar y monitorear la corrosión. Los óxidos forman recubrimientos adherentes y pueden causar fallar en la tubería debido al sobrecalentamiento y formación cáusticos (quemar). En las superficies de alta transferencia de calor, hierro férrico forma completos con los silicatos de sodio presentes y forma un depósito fuertemente adherentes. de constitución muy dura denominado acmita. En condiciones reductoras. El hierro existe en estado ferroso, si se expone al aire o se añade algún oxidante el hierro ferroso se oxida y pasa al estado férrico. Es importante rescatar que el contenido de hierro en aguas de formación es bastante bajo. SULFATO. Forma incrustaciones insolubles al reaccionar con calcio, bario y estroncio. Sirve como alimento a las bacterias sulfato reductores (SBR). SOLIDOS SUSPENDIDOS. Miden el potencial de taponamiento y la eficiencia de los filtros. Los sólidos suspendidos son primarios y secundarios. Los primarios son propios del sistema (anaeróbico) y los secundarios que son los sólidos adicionales que aparecen después de que la muestra se ha oxidado con el oxígeno del aire. 8. METODOLOGÍA PARA APLICAR EL SOFTWARE En el software una de las variables en el modelamiento de la predicción y tratamiento frente en este caso a carbonatos de calcio; se elaboró un software llamado wellchemestry, Página 22

diseñado y programado exclusivamente para la aplicación en campos petroleros. A continuación se expone el estado del arte de la ciencia y la tecnología para el modelamiento de la predicción y tratamiento de las incrustaciones de carbonato de calcio. 8.1 P redicción de la Tendencia a F ormar I ncrustaciones de Carbonato de Calcio Los valores del índice de saturación, SI, se calcularon sobre la base del algoritmo de Langelier LSI

El índice de Langelier (ó índice de saturación de carbonato de calcio), es importante para predecir las tendencias a la incrustación de carbonato de calcio del agua asociada al petróleo. Para calcular el índice de saturación de Langelier es necesario conocer los siguientes datos del agua de producción : Alcalinidad al metil-naranja Dureza cálcica Sólidos disueltos totales (TDS). pH Temperatura del agua. El índice de Langelier proporciona un valor cualitativo sobre la estabilidad del agua, aplicando la diferencia entre el pH (medido) y el pHs (equilibrio o saturación): LSI = pH - pHs (1) EL valor de pHs se puede obtener de la siguiente ecuación: pHs = (9.3 + A + B) - (C+ D) (2)

positivo es incrustante, y si es negativo es corrosiva. 8.2 Selección y Requerimientos del Inhibidor La selección del inhibidor entre muchas opciones comerciales, y el cálculo de su mínima concentración efectiva necesaria son a menudo parámetros críticos en el tratamiento de incrustaciones. Los tipos de inhibidores comunes incluyen diversos aminopolifosfonatos, poliacrilatos, polisulfonatos, sus derivados y mezclas. El cálculo de la inhibición en este programa se basa en un modelo semiempírico de inhibición de la Nucleación. (He, Kan and Tomson. 1995) Los inhibidores disponibles en este programa son: NTMP [ácido nitrilotri (metileno fosfónico)], HDTMP [ácido hexametilendiamino tetra(metileno fosfónico)], DTPMP [ácido dietilentriamina penta(metileno fosfónico)], BHPMP [ácido bis-hexametilentriamina penta (metileno fosfónico)], PAA (ácido poliacrílico), PPCA (ácido fosfinopolicarboxílico) y SPA (ácido poliacrílico sulfonatado). El conjunto de parámetros del modelo se limita a la calcita, la incrustación de yacimientos petrolíferos más común. La eficiencia de los inhibidores se ha modelado en función de las condiciones de campo, como el índice de saturación (LSI), temperatura (T), pH, la relación de los iones R,[ [Ca2+] / [HCO3-]]. (Kan et. al. 1997)

Dónde:

(3) (4) C = log(Dureza de Ca++) - 0.4 (5) D = log(Alcalinidad M) (6) Dónde: TDS :ppm Dureza de Ca+2: ppm CaCO3 Alcalinidad M :ppm CaCO3 Si el índice de saturación de Langelier es igual a cero, el agua está en equilibrio químico, si es Selección de pozos para tratamiento químico

Dónde: Cinh Concentración mínima efectiva necesaria del inhibidor. fsafety Factor de seguridad, generalmente se ajusta entre dos y tres. binh Eficiencia de inhibición. tinh Periodo de tiempo para que el sistema sea protegido de la formación de incrustaciones. to Tiempo de inducción para que la solución Página 23

sobresaturada pueda nuclear sin inhibidores. βo a β4 Constantes enumeradas en la tabla 1 para la calcita.

muestran cálculos sobre la colocación del inhibidor cerca al “wellbore” en siste mas radiales y lineales, mostrando cómo la teoría se acerca a un verdadero campo petrolero de sistemas heterogéneos.

Tabla 1. Coeficientes empíricos usados en el modelo de inhibición de la nucleación

IN B NT HE H DT PA SP PP

β

β

β

0 -

-

1 1 1 1 1 1 1 1

β

0 0 0 0 0 0 0 0

En general, la eficiencia del inhibidor se expresa en términos de sus valores de binh a una condición dada, como una función de las variables de campo tales como el pH, T, LSI, y R en la ecuación (8). La selección de los inhibidores se basa en los valores calculados de binh para la incrustación de calcita a una condición dada. En general, cuanto mayor sea el valor de binh, más eficiente es el inhibidor. Por lo tanto, el inhibidor que exhiba el máximo binh será elegido. Además, el inhibidor puede ser seleccionado manualmente. 8.3 Desplazamiento, Distribución y Colocación del Inhibidor Los tratamientos “squeeze” con i nhibidores de incrustaciones en fondo del pozo son comunes en el planeamiento y control en muchas operadoras de campos petroleros. Sin embargo, las formaciones del yacimiento son largos cuerpos de rocas heterogéneas y el flujo de fluidos es fuertemente determinado por la permeabilidad de estas estructuras. Así, cuando se inyecta lentamente el inhibidor de incrustaciones en la formación, la colocación del fluido es un reto importante. Para diseñar exitosamente un tratamiento “squeeze”, es

necesario saber a dónde va a ir el fluido inyectado o, aún más, poder controlar la ubicación del fluido en la formación del yacimiento y en la cara del pozo. (Sorbie and Mackay. 20057) Mediante este modelo se deriva la expresión analítica que describe la colocación en los sistemas de capas lineales y radiales para unidades de movilidad y fluidos viscosos. Se Selección de pozos para tratamiento químico

Justificación del modelo. Los inhibidores βquímicos de incrustaciones se han aplicado 0durante muchos años enel fondo del pozo con 0tratamientos “squeeze”. El objetivo es contar 0con una concentración de retorno del inhibidor 0de incrustación en fase acuosa por encima de 0alguna concentración mínima de inhibidor 0(MIC), durante el mayor tiempo posible. El tiempo de vida del “squeeze” es función de la 0 relación entre el inhibidor de incrustaciones y 0la roca, por ejemplo, la interacción por adsorción. En un depósito de capa homogénea, la adsorción puede ser el único mecanismo de retención que rige la devolución del inhibidor de incrustaciones desde el pozo. Sin embargo, rara vez las formaciones del yacimiento son homogéneas, están compuestas de rocas muy heterogéneas que pueden tener una o más capas de estructura compleja, determinada por diversas sedimentologías, factores estructurales y dia genéticos. Para efectos de este modelamiento se consideran únicamente los sistemas en los cuales las diversas capas tienen diferentes permeabilidades (k) y porosidades (Ø) en la formación cercana al pozo. En tales sistemas, la colocación del inhibidor de incrustaciones dentro de la formación es un aspecto adicional del tratamiento “squeeze” que debe ser

considerado, ya que ésto puede afectar los retornos del inhibidor. En la mayoría de los casos, los inhibidores de incrustaciones se aplican como soluciones acuosas a una concentración, por lo general en un rango de 10000 a 150000 ppm. Éstas soluciones suelen tener una viscosidad (μ) próxima a la de una salmuera normal de inyección, es decir, ≈ 1 cP

a 20 °C (68°F) y 0,3 cP a 100 °C (212°F). Por lo tanto, además de un ligero efecto de la temperatura, la salmuera inyectada desplaza agua de formación en unidades de movilidad. También, para aceites ligeros, una unidad de movilidad es a menudo desplazada, aunque los efectos de viscosidad y permeabilidad pueden ser más importantes en los aceites más pesados. En la inyección, la unidad de movilidad en una capa heterogénea para sistema lineal o radial se muestra esquemáticamente en la Página 24

figura 1.

Figura 1. (a) Sistema de capas lineales heterogéneo (b) Sistema de capas radiales heterogéneo Sistemas lineales heterogéneos – sin flujo cruzado entre capas. El flujo de una unidad de movilidad de líquido es regido por la capa (kA)i. Para la colocación de líquidos viscosos, se usa la notación en la figura 1, en donde 1 y 2 son las capas de alta y baja permeabilidad respectivamente. Para una rata de inyección volumétrica constante de fluido, QT (QT = Q1 + Q2), para un fluido viscoso de viscosidad, μ p (μ p > μw), el volumen acumulado se inyecta en el tiempo t y viene dado por: qinj (t) = QT t (10) La relación de flujo de la capa, (Q1/ Q2), puede ser demostrada y está dada por:

Puesto que, QT = Q1 + Q2, la tasa de avance en la capa 1 de alta permeabilidad está dada por

La tasa de avance en la capa de baja permeabilidad puede ser fácilmente encontrada por balance de materia. El siguiente algoritmo se sigue para resolver la colocación del inhibidor de las ecuaciones anteriores:

Donde

L : Longitud máxima de penetración. X : Distancia de avance en la capa 1. A : Área transversal de flujo a los perforados en la capa 1. A : Área transversal de flujo a los perforados en la capa 2. El caudal o rata de flujo en cada una de las capas está dado por las ecuaciones 13 y 14.


Sistemas radiales heterogéneos – sin flujo cruzado entre capas. Para la colocación de una unidad de movilidad (μ p = μw) en un sistema radial, la relación de caudal está dado por la siguiente ecuación

Página 25

colocación del inhibidor HEDP en un sistema radial homogéneo-isotrópico (pozo SF-042) y en un sistema de capas radial heterogéneoanisotrópico (pozo SF-030). Sistema de capas radial heterogéneoanisotrópico (pozo SF-030). Los parámetros petrofísicos del Pozo SF- 030 se muestran en la tabla 7 y fueron utilizados en el cálculo de la penetración y colocación del inhibidor. El radio de tratamiento de inhibición y la rata de inyección fueron de 5 pies y 3 BPM respectivamente. Eficiencia del inhibidor. La eficiencia de los inhibidores se evaluó a diferentes temperaturas para el pozo SF-030, en un rango de 50°F (10°C) a 350°F (177°C), con el fin de simular situaciones críticas de producción en superficie a bajas temperaturas y sistemas de inyección de vapor sobrecalentado. En ambientes de producción de hasta 150°F, los inhibidores exhiben una eficiencia relativamente aceptable que puede variar desde 1,69 – 611,3 L/mg para el PPCA hasta 20,90 - 5981,42 L/mg para el HEDP; en la figura 2 se ilustra dicho comportamiento.

Como se muestra en la tabla 2, el pozo SF-030 presenta dos zonas productoras correspondientes a la formación Caballos. La capa de alta permeabilidad corresponde al estrato KCU y la capa de baja permeabilidad corresponde al estrato KCL. La figura 3 muestra que en KCU el radio de penetración avanza a mayor velocidad que en KCL, por consiguiente la píldora del inhibidor inyectado se fijará en primera instancia en el radio máximo de penetración en KCU, luego lo hará en KCL. Tabla 2. Parámetros petrofísicos del pozo SF030 Pozo Capa Permeabilidad (mD) Porosidad (%) Espesor(pies) Ancho o Radio del pozo ies

Figura 2. Eficiencia de inhibición para diferentes inhibidores de incrustaciones para un rango de temperatura de 50 a 350 °F. En yacimientos con temperaturas por encima de los 150 °F la inhibición del carbonato de calcio se torna crítica mediante los inhibidores disponibles en el programa. Aunque la eficiencia de inhibición es fuertemente influenciada por el pH y la composición del agua de producción, la temperatura del yacimiento es un parámetro modificador y constante. Penetración y colocación del inhibidor. En el presente estudio se muestra la penetración y Selección de pozos para tratamiento químico

SF-030 KCU 1800 15 91 0,5

KCL 862 10 35

Si la diferencia entre permeabilidades es muy alta, el radio de penetración del inhibidor en la zona de baja permeabilidad será menor al proyectado en el programa de inyección. En el caso de KCU, los 5 pies de penetración proyectados se alcanzaron a los 1780 minutos (29.67 horas), tiempo para el cual el radio de penetración de KCL fue 4.18 pies. Para que KCL alcance el radio de penetración proyectado se deberá fijar un radio de inhibición de 6 pies.

Página 26

Radio del pozo

0,5

Figura 3. Aumento del radio de penetración en función del tiempo. Sistema de capas radial homogéneo-isotrópico (Pozo SF-042). En el caso del Pozo SF-042, el tratamiento de inhibición se hizo solamente en la capa KCU lo cual convierte el sistema en homogéneo-isotrópico. Los parámetros petrofísicos del pozo se muestran en la tabla 3. Para poder simular la colocación y penetración del inhibidor en KCU, se creará a un sistema equivalente de dos capas como se muestra en la tabla 4, conservando las propiedades petrofísicas del sistema original. Al igual que en SF-030, el radio de tratamiento de inhibición y la rata de inyección fueron de 5 pies y 3 BPM respectivamente.

Revista Ingeniería y Región Vol: 6 No. 1 Figura 4. Aumento del radio de penetración en función del tiempo para un sistema homogéneo-isotrópico. El radio de penetración para un sistema equivalente de permeabilidades se muestra en la figura 64 Las curvas de penetración se superponen para este tipo de sistemas mostrando un solo radio de avance equivalente al sistema original.

Tabla 3. Parámetros petrofísicos capa KCU Pozo

SF- 042

Capa Permeabilidad (mD) Porosidad (%) Espesor(pies) Radio del pozo (pies)

KCU 1800 16 64 0,5

Tabla 4. Sistema equivalente de la del pozo de la SF-042 Pozo Capa Permeabilidad (mD) Porosidad (%) Espesor(pies)

SF-042 KCU 1800 16 32


KCU 1800 16 32 Página 27

CONCLUSIONES 

De acuerdo. a las pruebas de laboratorio y campo efectuadas, nos demuestran que los crudos producidos en Noroeste tienen un 54% en promedio de hidrocarburos de alto peso molecular, y son de base mixta, esto es, cic1oparafinas con cadénas laterales.



El punto de congelación de estos crudos está alrededor de los 75 ºF, y teniendo en cuenta que la temperatura en superficie del crudo es de 64 °F Sé presenta el problema de deposición de para.fina en la tubería de. producción y linea de flujo.



Para solucionar esté problema se efectuaron pruebas de botella con diferentes productos como solventes , dispersantes, detergentes, obteniéndose los mejores resultados con un productos quimico detergente, cuyo mecanismo se basa en la actividad superficial y reducción de la tension superficial.



El tratamiento quimico aplicado se efectuó en forma de lotes o “batch",

se torna crítica y costosa. 

Wellchemestry puede ser aplicado en campos petroleros que manejen aguas de producción o inyección con concentraciones de hasta 300000 mg/L en sólidos totales disueltos (TDS), en un rango de temperaturas entre 50 y 350 ºF.

con cinco galones cada

treinta dias, con lo cual se logró mantener la parafina dispersa, y al atacar las fuerzas de cohesión entre los cristales, estos son arrastrados fácilmente por el crudo evitando su deposición en las tuberías. Como resultado del tratamiento se ha logrado mejorar la eficiencia de producción, al disminuir las paralizaciones por servicio de pozos para remóver mecánicamente la, parafina, se incremento la vida útil. de las varillas de bojnbeo al disminuir el factor de servicio al cual trabajaban como consecuencia del roce de estas con la parafina. 

Los inhibidores evaluados muestran eficiencias aceptables hasta 150 °F. En sistemas de producción que operan por encima de este valor, la inhibición de incrustaciones de carbonato de calcio


Página 28

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Seleccion de Pozos Para Tratamiento Quimico

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