1

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA FACULTAD DE INGENIERIA ESCUELA DE INGENIERIA QUIMICA

S

ADO V R E S E R CHOS

TRATAMIENTO QUIMICO ANTI INCRUSTANTE EN LOS POZOS PRODUCTORES DE CRUDO DEL CAMPO BARUA MOTATAN

DERE

Trabajo Especial de Grado presentado ante la Universidad Rafael Urdaneta para optar al título de:

INGENIERO QUIMICO

Autores: Br. JUAN NAVA Br. JUAN SÁNCHEZ Tutor: Lcdo. Eudo Osorio, MSc.

Maracaibo, noviembre 2012

2

S

ADO V R E S E R CHOS

TRATAMIENTO QUÍMICO ANTI INCRUSTANTE EN LOS POZOS PRODUCTORES DE CRUDO DEL CAMPO BARUA MOTATAN

DERE

JUAN NAVA C,.I: 19.544.680 Av. 37 Sector Amparo Residencias La Sabana Apto. 2-A

JUAN SÁNCHEZ C.I.: 18.635.948 Tía Juana Campo Altamira Calle 6 Casa 58-A Juancarlos_smoutlook.com

Lcdo. Eudo Osorio Tutor Académico

3

DEDICATORIA A Dios sobre todas las cosas; quien por su gran amor nos permitió alcanzar esta nueva meta, que en nuestra vida se ha convertido en un logro alcanzado y como dice Dios en su palabra: “Yo soy la vid, vosotros los pámpanos; el que permanece en mí, y yo en él, éste lleva mucho fruto; porque separados de mí nada podéis hacer.”Juan15:5 A nuestros padres, por ser quienes sembraron en nuestra vida la semilla de los valores, las buenas costumbres, la educación y el desarrollo intelectual. los S O D A RVvida se convierta en logros E S valores, y cada cosa que realicemos, para que nuestra E R S O ECH DER y metas obtenidas por cada uno de nosotros. A los profesores que con su dedicada labor nos enseñan todos los días

A todos los que nos apoyaron muchas Gracias

4

AGRADECIMIENTO A todas aquellas personas que de una u otra forma permitieron hacer esta investigación realidad, en especial a los tutores y jurados de la Institución. Al Instituto Universitario Rafael Urdaneta por abrirnos las puertas hacia la profesionalización. A todos… mil gracias.

S

DERE

ADO V R E S E R CHOS

5

ÍNDICE GENERAL pág. AGRADECIMIENTO DEDICATORIA RESUMEN ABSTRACT INTRODUCCIÓN………………………………………………………………….... 13

S

ADO V R E S E R CHOS

1. CAPÍTULO I. EL PROBLEMA………………………………………………….. 15

DERE 1.2. Objetivos……………………………………………………………………….

15

1.3. Justificación…………………………………………………………………....

16

1.4. Delimitación…………………………………………………………………….

17

1.4.1. Delimitación espacial.......……………………………………………….....

18

1.4.2. Delimitación temporal……………………………………………………….

18

1.4.3. Delimitación científica……………………………………………………….

18

2. CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO……………………………………………

19

2.1 Descripción de la empresa……………………………………………………

19

2.1.1 ¿A qué se dedica? …………………………………………………………

19

2.1.2 Misión………………………………………………………………….........

20

2.1.3 Visión ……………………………………………………………….…........

20

2.1.4 Organigrama…………………………………………………………………

20

2.2.

Antecedentes ………………………………………………………………

21

2.3.

Bases teóricas………………………………………………………………

22

2.3.1. Tratamiento químico……………………………………………………….

24

2.3.2. Tratamiento inorgánico……………………………………………………..

24

2.3.3. Completación de pozo……………………………………………………..

25

1.1. Planteamiento del problema…………………………………………………

15

6

2.3.4. Estación de flujo…………………………………………………………….

25

2.3.5. Cabezal de Pozos…………………………………………………………

25

2.3.6. Permeabilidad………………………………………………………………

25

2.3.7. Presión………………………………………………………………………..

26

2.3.8. Factores que influye en la producción de pozos………………………..

26

2.3.8.1. Tasa de producción ……………………………………………………..

26

2.3.9. Porcentaje de agua y sedimentos…………………………………………

27

2.3.10. Presencia de agua en el petróleo ……………………………………….

28

2.3.11. Causas de baja productividad de un pozo…………………………….

28

S O D A V R E S 2.3.13. Origen de las incrustacionesS …………………………………………….. RE O H C E R E D de las incrustaciones ……………………………………….. 2.3.14. Formación

29

2.3.15. Identificación de las incrustaciones ……………………………………..

34

2.3.16. Matriz cercana al pozo…………………………………………………….

35

2.3.18. Pozos inyectores…………………………………………………………..

36

2.3.19. Detección de las incrustaciones …………………………………………

37

2.3.20 Incrustaciones inducidas………………………………………………….

39

2.3.21. Inundación con gas ………………………………………………………

39

2.3.22. Eliminación de las incrustaciones ……………………………………..,

39

2.3.23. Técnicas químicas ………………………………………………………..

40

2.3.24. Métodos mecánicos convencionales……………………………………

41

2.3.25. Métodos mecánicos con chorro de fluido………………………………..

41

2.3.26. Lechadas abrasivas ……………………………………………………...

42

2.3.27 Precipitaciones inorgánicas……………………………………………….

43

2.3.28. Precipitaciones inorgánicas mas comunes ……………………………

43

2.3.29. Problemas causados por las precipitaciones inorgánicas…………..

44

2.3.30 Clasificación de los depósitos inorgánicos ……………………………….

45

2.3.30.1. Carbonato de calcio……………………………………………………..

45

2.3.30.1.1. Formas físicas de los depósitos……………………………………..

46

2.3.12. Incrustaciones inorgánicas ………………………………………………

31 32

7

2.3.30.2 Factores que afectan el equilibrio ……………………………………

47

2.3.30.3 . Efecto del Co2……………………………………………………………

47

2.3.30.3. Efecto de temperatura……………………………………………………

47

2.3.30.3.1 Efecto del Ph…………………………………………………………….

49

2.3.30.4. Efecto de las sales disueltas ……………………………………………

49

2.3.30.5. Efecto de la presión……………………………………………………..

49

2.3.30.6. Métodos para pronosticar la tendencia del agua……………………..

50

2.3.31. Estimulación de pozos……………………………………………………..

54

2.3.32. Fosfonato …………………………………………………………………..

57

S O D A V R E S CAPÍTULO III. MARCO METODOLÓGICO …………………………………… S RE O H C E R E D 3.1 Tipo de investigación ………………………………………………………………….

58

3.2 Diseño de investigación ……………………………………………………..

61

3.3 Técnicas de recolección de datos…………………………………………….

62

3.4. Instrumentos de recolección de datos………………………………………

64

CAPÍTULO IV. ANÁLISIS DE RESULTADOS ………………………………..

66

2..4 Sistema de Variables………………………………………………………

Conclusiones……………………………………………………………………… Recomendaciones ………………………………………………………………… Referencias bibliográficas ………………………………………………………. Anexos …………………………………………………………………………….

59 60

8

ÍNDICE DE CUADROS 1. Operacionalización de la variable …………………………………………..

56

2. Instrumento de recolección ………………………………………………….

60

S

DERE

ADO V R E S E R CHOS

9

ÍNDICE DE TABLAS 1. Precipitaciones Inorgánicas más comunes……………………………….

44

2. Gama de productos de Clariant Oil Services ……………………………..

53

3. Análisis de crudo realizados a a muestra de pozos seleccionadas……

64

4. Resultados de caracterización fisicoquímico …………………………….

65

5. Aplicación del producto ST-A………………………………………………

66

6. Valores residuales obtenidos ……………………………………………..

68

7. Costo de tratamiento químico anti incrustante ………………………….

70

S

DERE

ADO V R E S E R CHOS

10

ÍNDICE FIGURA 1. Evolución de Clariant a lo largo del tiempo ………………………………

19

2. Estructura organizacional……………………………………………………

21

3. Incrustaciones…………………………………………………………………

31

4. Nucleación Homogénea……………………………………………………..

33

5. Nucleación heterogénea…………………………………………………….

35

6. Daños en la matriz…………………………………………………………….

36

7. Daños de un pozo inyector………………………………………………….

37

S DO VdeAagua R E S 9. Eliminación de incrustaciones deS Ca R Co2E con chorro abrasivo. HO C E R E D 10. Eficiencia del ST-A…………………………………………………………….

42

11. Comportamiento residual…………………………………………………….

69

8. Eliminación de incrustaciones de CACo2 chorro de agua……………….

43 67

11

Br. Juan Nava; Br. Juan Sánchez TRATAMIENTO QUÍMICO ANTI INCRUSTANTE EN LOS POZOS PRODUCTORES DE CRUDO DEL CAMPO BARUA MOTATAN. Universidad Rafael Urdaneta. Maracaibo. Estado Zulia. (p.77).

RESUMEN

El presente estudio estuvo centrado en el Tratamiento químico anti incrustante en los pozos productores de crudo del campo Barúa Motatan. Para ello se utilizó una investigación del tipo descriptiva no experimental con un diseño de campo. La unidad de análisis y muestra estuvo conformada por los pozos productores de crudo del campo Barúa Motatan, entre las técnicas de recolección de datos fue necesario la observación directa, entrevista no estructurada y la técnica de análisis fue a través del paquete de programación SISUB que permitió arrojar datos referenciales de los pozos. Las conclusiones surgidas luego del desarrollo d ela investigación fueron las siguientes: Los resultados de residuales de fosfonato en todos los pozos evaluados indican valores entre 1 ppm y 6 ppm, confirmando la adherencia del producto químico ST-A a lo largo de todo el sistema de producción, lo cual se traduce en una protección completa del sistema en cuanto a la formación de depósitos de carbonato de calcio. Los pozos MGB-38, MGB-51, MOT-35, MOT-49 y MGB-48 se les realizaba un promedio de una (01) Limpieza Tubing/Líneas de Producción por año, generando los costos que éstas implican (trabajos y diferida). Desde que se inició la inyección continua de química antiicrustante (producto ST-A) no se les ha realizado ningún tipo de limpieza, lo que se traduce en un ahorro sustancial de recursos.

S

ADO V R E S E R CHOS

DERE

Palabras Clave: tratamiento químico, anti incrustante, pozos productores

12

Br. Juan Nava; Br. Juan Sánchez CHEMICAL TREATMENT ANTI INCRUSTANTE IN THE PRODUCING WELLS OF CRUDE OIL OF THE FIELD BARUA MOTATAN. University Rafael Urdaneta. Maracaibo. State Zulia. (p.77).

ABSTRACT

The present study was centred on the chemical Treatment anti incrustante on the producing wells of crude oil of the field Barúa Motatan. For it there was in use a descriptive not experimental investigation of the type with a field design. The unit of analysis and sample was shaped by the producing wells of crude oil of the field Barúa Motatan, between the technologies of compilation of information the direct observation was necessary, not structured interview and the technology of analysis was across the package of programming SISUB that allowed to throw referential information of the wells. The conclusions arisen after the development of the investigation were the following ones: The results of residual of fosfonato in all the evaluated wells indicate values between 1 ppm and 6 ppm, confirming the adherence of the chemical product ST - TO along the whole system of production, which is translated in a complete protection of the system as for the formation of warehouses of carbonate of calcium. The wells MGB-38, MGB-51, MOT-35, MOT49 and MGB-48 they there was realized an average of a Cleanliness Tubing/Líneas of Production for year, generating the costs that these imply (works and deferred). Since the constant injection of chemistry began antiicrustante (product ST - TO) they no type of cleanliness has realized, which is translated in a substantial saving of resources.

S

ADO V R E S E R CHOS

DERE

Key words: chemical treatment, anti incrustante, producing wells

13

INTRODUCCIÓN Los anti incrustantes suelen ser químicos inhibidores de incrustaciones es un compuesto químico que tiene la propiedad de evitar que las sales del agua se depositen (precipiten) en conducciones, depósitos, o cualquier superficie. Normalmente estas sales son carbonatos, silicatos y sulfatos de calcio. El proceso actual de inyección de química a nivel de pozo, radica en atacar un fenómeno de daño de formación/pozo conocidos como incrustaciones inorgánicas. Los mismos pueden originar severas obstrucciones en la cara de la formación,

S

perforación, tuberías, revestidores, tuberías de producción, cabezal, líneas de

ADO V R E S E R CHOS

flujo, válvulas de choque, y en la estación de flujo propiamente dicha.

DERE

Se pretende restablecer los niveles óptimos de producción de pozos con problemas de formación de incrustaciones aligerando la carga de los fluidos frente a la cara de las formaciones, abarcar los pozos con antecedentes de incrustaciones que nunca han recibido tratamiento químico, disminuir diferida de producción al evitar el cierre de pozos por bombeos de química en fondo e, incluso, mejorar el manejo y procesamiento de los fluidos producidos por los pozos en las instalaciones de superficie. El presente estudio está orientado en el Tratamiento químico anti incrustante en los pozos productores de crudo del campo Barúa Motatan con la finalidad de disminuir la presencia de incrustaciones en el pozo objeto de estudio. Para ello la investigación fue estructurada de la siguiente forma: Capítulo I: En él se describe el problema, se realiza la formación de la investigación, se describen los objetivos, justificación y delimitación. Capítulo II: se presenta el marco teórico, sistema de variable y cuadro de operacionalización de la variable. Capítulo III: marco Metodológico, donde se define tipo y diseño de investigación, población, técnicas e instrumentos de recolección de datos y de análisis.

14

Capítulo IV: se describen los resultados derivados del proceso de investigación, así como también las conclusiones y recomendaciones.

S

DERE

ADO V R E S E R CHOS

15

CAPÍTULO I EL PROBLEMA 1.1.

Planteamiento del problema

Por mucho tiempo se ha pensado que uno de los problemas más graves en el manejo de crudo lo constituye la formación de incrustaciones minerales, pues

S O D A V R E S RE y mecánicas, daños irreparables a Squímicas O H de crudo, necesidades deC limpiezas E R E D generan taponamiento de tuberías, aumento en las presiones, producción diferida los equipos, entre otros.

En algunos pozos productores, se observa la formación de precipitados inorgánicos, los cuales causan: una drástica disminución en la producción de petróleo por el taponamiento de pozos, daños por corrosión en las tuberías y equipos de campo, lo cual trae como consecuencia pérdidas costosas a la industria petrolera. Las formaciones de precipitados minerales como el Carbonato de Calcio, son los problemas que más afectan la producción de crudo en los pozos productores de crudo del campo barua motatan. Numerosos estudios de laboratorio y campo se han venido realizando para solventar estos inconvenientes, algunos de los cuales han sido exitosos mientras otros han tenido poca efectividad. El proceso actual de inyección de química a nivel de pozo, radica en atacar un fenómeno de daño de formación/pozo conocidos como incrustaciones inorgánicas. Los mismos pueden originar severas obstrucciones en la cara de la formación, perforación, tuberías, revestidores, tuberías de producción, cabezal, líneas de flujo, válvulas de choque, y en la estación de flujo propiamente dicha. Básicamente el objetivo principal es solucionar el problema donde este se origina y es precisamente antes de la formación de estas incrustaciones. Se

16

recomienda inyectar el producto químico a través del sistema levantamiento. Esto garantiza que la inhibición de las incrustaciones desde este punto hasta la estación de flujo. La mayoría de los pozos productores del Campo Barua Motatan tienen como sistema de levantamiento equipos de bombeo electro sumergible (BES), experimentaban disminuciones substanciales de producción y de deficiencia de estos equipos, por los problemas que genera la deposición de sales minerales, como lo son el carbonato de calcio. En este sentido la Inyección Continua de Productos Químicos a través del

S

ADO V R E S E R CHOS

capilar de las BES, surge como una de las alternativas para la restauración y mantenimiento del potencial de los pozos que presentan esta problemática. Esta

DERE

técnica de tratamiento químico garantiza la inhibición de incrustaciones inorgánicas. La Inyección de química en forma continua a través de capilar además de restituir y mantener la producción de petróleo, ha manifestado otras grandes ventajas disminuyendo los costos asociados a la producción de petróleo. Estos beneficios son:  Disminución de los costos asociados a las limpiezas químicas de líneas y tuberías de producción.  Incremento en la capacidad de transporte de tuberías.  Tuberías de producción libres de deposiciones minerales. El presente trabajo tiene como objetivo proponer un tratamiento químico anti incrustante que pueda ser utilizado en el campo Barúa Motatan. 1.2.

Objetivos de la investigación

1.2.1. Objetivos general Proponer un tratamiento químico anti incrustante adecuado para los pozos productores de crudo del campo Barua Motatan

17

1.2.2. Objetivos específicos 

Establecer los criterios de selección de pozos candidatos para la aplicación

de inyección continua de química anti incrustante 

Caracterizar

las

muestras

de

crudo

recolectadas

de

los

pozos

seleccionados como candidatos para la inyección anti incrustante 

Proponer desde el punto de vista económico el tratamiento químico anti

incrustante adecuado para los pozos de crudo del campo Barua Motatan 1.3. Justificación de la investigación

S

ADO V R E S E R CHOS

Para el campo Barua Motatan resulta imprescindible evaluar e incorporar

DERE

nuevas tecnologías orientadas a maximizar el recobro de los yacimientos minimizando los costos del negocio. Desde el punto de vista científico, la presente investigación dará un aporte a nuevos estudios; en este caso se estudiarán con profundidad todo lo relacionado al químico anti incrustante. Por consiguiente, se estudiará información valiosa sobre ambas variables; estableciéndose una orientación para la búsqueda de información acerca de las mismas para ahondar aún más información pertinente para el estudio, asimismo, contribuir al mejoramiento de los procesos empleados. De igual manera, el material bibliográfico revisado, versa en relación al químico anti incrustante, este contribuye a integrar armónicamente todos los fundamentos teóricos, los cuales consolidan este estudio como también otros a futuro que se quieran desarrollar dentro de la misma temática objeto de estudio. Por su parte, el enfoque práctico de esta investigación se justifica porque busca analizar las variables, por lo que, generará aportes a dichas instituciones, considerando también recomendaciones respectivas, como consecuencia ante problemas detectados en ellas. Metodológicamente, se justifica la investigación, por consiguiente el logro de los objetivos, mediante uso de técnicas para recolectar información. En relación al ámbito social, el estudio permite brindar alternativas para abordar la realidad

18

externa, por otra parte, enriquecerá el campo de las ciencias potenciando la línea de investigación, con nuevos hallazgos científicos, generando valor agregado al desarrollar las variables sometidas a investigación. 1.4. Delimitación de la investigación 1.4.1. Delimitación temporal: El trabajo de investigación se efectuara durante un periodo de siete (7) meses, comprendido entre mayo y diciembre del 2012. 1.4.2. Delimitación Espacial: La investigación se realizara en la empresa Clariant Venezuela S.A, ubicada en Ciudad Ojeda Estado Zulia. Av. Intercomunal.

S O D A V R E S E SSeRaplicaran 1.4.3. DelimitaciónECientífica: conocimientos de O H C R E D Analítica Edificio Folchi planta baja.

química

19

CAPITULO II

MARCO TEÓRICO 2.1. Descripción de la empresa 2.1.1. ¿A que se dedica? Clariant es una empresa multinacional líder en la manufactura de químicos

S O D A V R E S E julio de 1995, formada por la división S Ren O actividades como empresa independiente H C E R E D finos y especialidades, aplicados en diferentes sectores industriales. Inicia sus de las áreas de productos químicos especiales del Grupo Sandoz. A pesar de ser bastante joven, tiene sus orígenes en el año 1886, cuando Alfred Kern y Eduard Sandoz constituyeron una empresa orientada hacia la producción de tintes para la industria textil. Hoechst, por su parte, fue fundada en 1863, en Alemania, e inició actividades en Venezuela a fines de los años 50. Como Sandoz, Hoechst sufrió una profunda reestructuración, cuyo proceso incluyó la unión de los negocios de especialidades químicas con Clariant, a escala mundial. En diciembre de 1996, Clariant y Hoechst firmaron un protocolo de intenciones que consistía, fundamentalmente, en la transferencia global del área de especialidades químicas de Hoechst para Clariant. En el primer semestre de 1997, aquel acuerdo fue ratificado por las respectivas asambleas de accionistas, y aprobado tanto por la agencia americana "Federal Trade Commission", como por las autoridades antimonopolio europeas "European Commission". 1990

1995

1997

+

2000

2002

+

Figura 1. Evolución de Clariant a lo largo del tiempo ( Clariant, 2011)

20

En el año 2000, a través de la adquisición del grupo Británico BTP, productor de químicos finos, Clariant se convierte en líder mundial de intermedios e ingredientes activos para la industria farmacéutica y agroquímica (Fig. 1). Adicionalmente, con el grupo BTP, se integra a la organización la empresa NIPA Products, especialista en la manufactura de biocidas para todos los sectores industriales. 2.1.2. Misión Nuestro compromiso con la excelencia del servicio contribuye al éxito de

S O D A V R E S S RE y la innovación en aplicaciones Combinamos la E tecnología avanzada O H C R E D

nuestros clientes.

tecnológicas teniendo en cuenta nuestro conocimiento de los clientes. 2.1.3. Visión

Nuestro objetivo es llegar a ser la compañía líder orientada al servicio y el partner preferido de la Industria de Especialidades Químicas. Nuestra experiencia se concentra principalmente en químicos especiales, aplicados en las áreas de producción, refinación, exploración y otros procesos industriales asociados a la industria petrolera. Clariant Oil & Mining Services suministra un servicio de soporte global que comprende la selección, aplicación y optimización de productos químicos, opera dentro de un número de contratos tipo alianza, donde el personal de Clariant Oil Services forma parte del equipo de producción. Clariant es uno de los líderes mundiales en el desarrollo de nuevas tecnologías y “Know How” para la manufactura y aplicación de productos químicos para la industria petrolera.

21

2.1.4. Organigrama

S

ADO V R E S E R CHOS

DERE

Figura 2.2 Estructura organizacional Occidente ( Clariant, 2012) 2.2. Antecedentes de la investigación Cobeñas (2005), realizó un estudio titulado Mejoramiento de la Producción de Petróleo mediante el uso de aplicaciones. Estableció en su estudio que la técnica emplea microorganismos y sus productos metabólicos para la estimulación de la producción de petróleo en ciertos reservorios conocida como la recuperación asistida por bacterias. Dicha técnica consiste en la inyección de microorganismos seleccionados dentro del reservorio y la posterior estimulación y transporte de sus productos metabólicos generados in situ a fin de obtener una reducción del petróleo residual dejado en el reservorio. Estos microorganismos pueden actuar como agentes mobilizantes de petróleo residual o agentes tapón para aislar selectivamente zonas no deseadas del reservorio. En conclusión la reducción de la viscosidad y los incrementos documentados en la producción de petróleo indican que estas operaciones están siendo técnicamente exitosa debido al mejoramiento. El estudio constituye un aporte

22

importante para la investigación ya que establece técnicas solubles para mejorar los métodos de producción. Asimismo Gabriel (2003) presenta un estudio en URBE titulado Optimización de los resultados de producción de líquidos en las pruebas de pozos en la Unidad de Explotación Bachaquero Lago PDVSA exploración y producción. Dicho trabajo se basó en el estudio del sistema de ediciones de crudo total que existe actualmente en las estaciones de flujo de la unidad de explotación Bachaquero Lago de PDVSA, donde los elementos que caracterizan al sistema de medición no son conocidos a plenitud, influyendo en la manera de determinar el volumen del flujo

S

ADO V R E S E R CHOS

del crudo total.

Esta problemática trae como consecuencia un alto rango de incertidumbre en

DERE

los volúmenes medidos; además de influir en la forma de decisiones en cuanto a requerimiento de infraestructura para manejo de crudo. El propósito de la investigación es validad las mediciones del crudo total. Por este concepto la investigación es de tipo descriptiva, aplicada y de campo. Los resultados presentados en forma de tabla y gráfico resumen que los equipos de medición existentes están bien dimensionados, y el cálculo del factor diario de producción se realizó para cada una de las estaciones obteniéndose en algunas un porcentaje de error > 5 por ciento. Las principales acciones a seguir para esta situación son actualizar los factores diarios de crudo total en las estaciones de flujo actualizando la información existente en las instalaciones. El estudio aporta a la investigación herramientas que permiten optimizar la producción petrolera a través de la evaluación de los datos reflejados en las estaciones. Figueroa (2007). Evaluación del Daño Ocasionado por el Fluido Viscoelástico, Durante la Perforación de la Formación Productora las Piedras, en Pozos Someros del Campo Orocual. Universidad de Oriente. El Campo Orocual, correspondiente al Distrito Social Norte de la empresa PDVSA (Monagas), se encuentra ubicado a 20 km aproximadamente de la ciudad de Maturín. Debido a la

23

baja producción de los pozos someros horizontales recientemente perforados en este campo, se han realizado una serie de análisis al fluido de perforación empleado, esto con la finalidad de evaluar el daño a la formación productora "Las Piedras" ocasionado por dicho fluido. La metodología de investigación consistió básicamente en estudiar a nivel de laboratorio formulaciones de fluido viscoelástico utilizadas durante la perforación de los pozos, a través de mediciones reológicas como viscosidad plástica y Brookfield, punto cedente y geles, para conocer la capacidad de limpieza del fluido, y pruebas físicas tales como: prueba de taponamiento de permeabilidad o

S

ADO V R E S E R CHOS

efectividad de sellado de revoque, distribución de tamaños de partículas y ensayos de retorno de permeabilidad.

DERE

El análisis de los resultados permitió establecer que la formulación utilizada en la perforación del pozo ORS- 82 originó menor daño, debido a que posee la distribución de partículas que mejor se adapta a los diámetros porales de la formación, seguida por las formulaciones de los pozos ORS- 79, ORS- 76 y ORS78. No obstante la disminución de la permeabilidad en la vecindad de los pozos se ve favorecida por la migración de partículas inestables características de estas arenas poco consolidadas, que se mueven ocasionando bloqueo de los canales de flujo. El estudio aporta a la investigación fuente teórica relacionada con el daño durante la perforación en pozos someros. Urbina (2006) Evaluación del Uso de Glicol como Inhibidor de Arcilla en los Fluidos de Perforación Base Agua en Pozos del Distrito Norte. En el área del Distrito Norte del Estado Monagas, se han presentado una serie de inconvenientes durante la perforación de la fase de 26 y 17 ½ pulgadas, debido a que estas presenta lutitas y arcillas, las cuales tienden a hidratarse en presencia de un fluido de perforación base agua generando problemas operacionales, tales como; pega de tubería, embolamiento de la mecha entre otros. Por esta razón se hizo necesario realizar un estudio de la formación y los inhibidores a utilizar en los fluidos de perforación base agua, tales como el glicol; con el fin de determinar mediante pruebas especificas de laboratorio como prueba

24

de hinchamiento lineal, dispersión de arcilla, succión capilar y pruebas reológicas, el porcentaje de concentración y el glicol óptimo a utilizar en esta fase. De acuerdo a estos estudios se obtuvo que el fluido con mejor desempeño como inhibidor de arcilla lo constituye aquel que contiene en su formulación Etér glicol al 4% de concentración (fluido C), debido a que mantiene las propiedades reológicas del fluido e inhibe con mayor eficacia las arcillas presentes en la Formación disminuyendo de esta manera los problemas operacionales que se presentaron en dicha fase. Por tal razón, representa una buena opción para la perforación de esta fase.

S

ADO V R E S E R CHOS

Por tanto, el estudio se relaciona ya que evalúa la reacción del tratamiento para verificar el comportamiento del pozo durante la perforación.

DERE

2.3. Bases Teóricas 2.3.1. Tratamiento químico Para Roa (2006) consiste en bombear una mezcla de química con la finalidad de remediar daños en la cara de la formación, líneas de flujo, cabezal, tuberías de producción, entre otros, causados por fenómenos interfaciales tales como: formación de asfáltenos, parafinas, emulsiones y carbonatos de calcio. 2.3.2. Tratamiento inorgánico Obstrucciones por asfáltenos, parafinas y carbonatos: este tratamiento se realiza en tres etapas la primera para remover los asfáltenos y parafinas, la segunda para remover carbonatos o esquela y la tercera para inhibir los carbonatos. Para Roa (2006)

25

2.3.3. Completación del pozo Es conjunto de operaciones que se realizan en un pozo luego de finalizar la corrida del revestimiento de producción o inyección, con su respectiva cementación con la finalidad de poner a operar el pozo. La completación de un pozo es la parte esencial de su producción. El conocimiento de los tipos de completación y los aspectos relacionados con ella, contribuirán a disminuir los problemas operacionales que se presentan usualmente. (Schlumberger 2010). 2.3.4. Estación de flujo

S

ADO V R E S E R CHOS

Es una instalación conformada por un conjunto de equipos y dispositivos que

DERE

cumplen la función de recibir, manejar, separar, almacenar y transportar, o despachar el crudo proveniente de un número determinado de pozos ubicados en sus áreas adyacentes. (Schlumberger 2010). 2.3.5. Cabezal del pozo Es un conjunto de válvulas, colgadores y elementos empacadores. Dicho equipo y sus accesorios sirven para producir el pozo en forma segura.

Sus

principales funciones son las siguientes: controlar y dirigir la entrada y salida de fluidos mediante el uso de válvulas, colgar la tubería y los revestimientos y sellar espacios anulares entre tuberías y revestimientos en el ámbito de superficie. (Schlumberger 2010). 2.3.6. Permeabilidad Propiedad intrínseca de la roca. Es una medida de la habilidad de un medio poroso a transmitir fluido o es la medida de la facilidad con que una roca permite que los fluidos se muevan dentro del volumen poroso interconectado.

26

2.3.7 Presión Se refiere a la fuerza ejercida por unidad de área. es una magnitud física escalar que mide la fuerza en dirección perpendicular por unidad de superficie, y sirve para caracterizar cómo se aplica una determinada fuerza resultante sobre una superficie. (Giancoli, 2004) 2.3.8. Factores que influyen en la producción de pozos

S

ADO V R E S E R CHOS

2.3.8.1. Tasa de producción

DERE

Cantidad de fluido producido por un pozo en función del tiempo, medida en barriles por día (B/D). Básicamente según la Ley de Darcy, el desplazamiento de fluidos depende de las características petrofísicas del yacimiento, permeabilidad y porosidad, y de las propiedades de los fluidos presentes en el yacimiento, gravedad y viscosidad, así como el radio de drenaje y radio del pozo.

Qo = 7.07 *10-3 * Ko * h* P o * o * Ln (re/rw + S)

Donde:

Qo: Tasa de producción de petróleo (BPD)

Ko: Permeabilidad al petróleo (md)

h: Espesor neto productor (pies)

27

P: Pws – Pwf ideal (LPC)

o: Viscosidad del petróleo

o: actor volumétrico del petróleo (Adimensional)

re: Radio de drenaje del pozo (pies)

S

ADO V R E S E R CHOS

rw: Radio del pozo (pies)

RE E D S: Daño (Adimensional)

Para que pueda existir flujo de fluidos desde la formación hasta el pozo es necesario que la presión de formación o estática (Pe) sea mayor que la del pozo produciendo a presión fluyente (Pwf). La diferencia entre éstas dos es lo que se conoce como diferencial de presión formación – pozo (Pe – Pwf).

2.3.9. Porcentaje de agua y sedimentos

Cantidad de agua y sedimentos contenidos en cada 100 partes de volumen de fluido producido del pozo. Es de esencial importancia para evaluar efectos como conificación de pozos cuando existe una saturación de agua connata o un acuífero asociado a una arena productora, la irrupción del frente de agua en formaciones que están siendo inyectadas por agua, o en le arenamiento de pozos que necesitan empaque de grava, bien sea porque no fueron correctamente empacados o simplemente porque no tienen empaque.

28

2.3.10. Presencia de agua en el petróleo

En cualquier momento de la vida productiva de los campos petrolíferos, la cantidad de agua producida junto con el crudo se encuentra gradualmente durante la etapa de explotación, pero en la mayoría de ellos, el problema se presenta cierto tiempo después del comienzo de la producción. En muchos yacimientos existe una zona de transición entre las zonas de petróleo y agua. En la zona de agua, por lo general se obtiene agua 100% aunque en algunos yacimientos puede encontrarse un pequeño porcentaje de petróleo por debajo del contacto agua – petróleo.

S

ADO V R E S E R CHOS

DERE

2.3.11. Causas de baja productividad de un pozo Las causas de una baja productividad en un pozo pueden variar desde un problema fundamental del yacimiento hasta restricciones al flujo en la zona cercana al pozo, o en el pozo mismo. Las causas potenciales incluyen: baja permeabilidad natural del yacimiento, baja permeabilidad relativa a la fase de hidrocarburos, daño a la formación, perforaciones de poca penetración o tapadas, y restricciones a nivel de pozo: como bloqueos por emulsiones y formación de depósitos orgánicos e inorgánicos. Es importante distinguir entre una baja tasa de producción y bajo índice de productividad. La baja tasa de producción en un pozo puede ser causa de defectos en los Sistemas de Levantamiento o en el diseño de la tubería de producción, mientras que el índice de productividad de un pozo se analiza comparándolo con los pozos vecinos completados en el mismo yacimiento, o con el del mismo pozo al inicio de su vida productiva. Para analizar el índice de productividad hay que calcularlo, y si se determina que es anormalmente bajo, se debe distinguir entre una baja capacidad de flujo del yacimiento, y/o restricciones al flujo en las cercanías del pozo.

29

Para esto hay que realizar pruebas de restauración de presión para hallar la presión del yacimiento, la presión fluyente de fondo del pozo, la capacidad de flujo y el factor de daño. La historia de producción del pozo, como la de los pozos vecinos, juega un papel importante en este tipo de análisis Existen varios factores que influyen en la productividad de un pozo, estos son: baja presión del yacimiento, baja permeabilidad natural, defectos mecánicos y de levantamiento, problemas de taponamientos originados por incrustaciones minerales y emulsiones, entre otros.

S

ADO V R E S E R CHOS

E R E D Es una capa densa compuesta principalmente por material inorgánico que ha

2.3.12. Incrustaciones inorgánicas

precipitado porque su solubilidad ha sido excedida. Usualmente es muy densa y fuertemente adherida a sí misma y a la superficie metálica debido a que su formación es de distintos tipos de cristales. La acumulación de sedimentos minerales es uno de los problemas de producción que más preocupan a los ingenieros de producción. Se trata de un conjunto de depósitos que se incrustan en los orificios de los cañoneos, los revestidores, la tubería de producción, las válvulas, las bombas y los equipos de completación del pozo, de manera tal que obstruyen e impiden el flujo normal de los fluidos. Las incrustaciones, como ocurre en los caños de agua o en las teteras de agua de todos los hogares, se pueden depositar a lo largo de toda la trayectoria que sigue el agua, desde los pozos inyectores hasta los equipos de superficie, pasando por los yacimientos. La mayor parte de las incrustaciones que se encuentran en los campos petroleros se forman por precipitación de minerales presentes en el agua de formación, o bien como resultado que el agua producida se sobresatura de componentes minerales cuando dos aguas incompatibles se encuentran en el fondo del pozo. Cada vez que un pozo de gas o de petróleo produce agua como

30

método para mejorar la recuperación, surge la posibilidad de que formen incrustaciones. Las incrustaciones pueden desarrollarse en los poros de la formación en las cercanías del pozo, con lo cual la porosidad y la permeabilidad de la formación se ven reducidas. Asimismo, pueden llegar a bloquear el flujo normal cuando se obstruyen los cañoneos o se forma una capa espesa sobre las paredes de las tuberías de producción. Pueden además cubrir y deteriorar los equipos de completación, como las válvulas de seguridad y los mandriles del Sistema de Levantamiento Artificial por Gas, oleoductos, líneas de flujo, instalaciones,

S

ADO V R E S E R CHOS

cabezal, entre otros. Esto originaría una disminución del movimiento del crudo a través de las tuberías de producción, ocasionado por el aumento del gradiente de

DERE

presión que ejercería la columna de fluido; además de un incremento en la tasa de inyección de gas lift, y aumento de las presiones de cabezal, de línea de flujo y tubería de producción. La solución de este tipo de problema le cuesta a la industria cientos de millones de dólares por año en términos de pérdidas de producción. Hasta no hace mucho tiempo, los métodos de tratamiento eran limitados y poco efectivos. Cuando se forman las incrustaciones, se necesita utilizar una técnica de eliminación rápida y efectiva. Los sistemas de remoción comprenden métodos químicos y mecánicos, cuya elección depende de la ubicación de los sedimentos y de sus propiedades físicas. Algunas incrustaciones minerales, como el Carbonato de Calcio (CaCO3), se pueden disolver con ácidos, mientras que en otros casos este sistema no funciona. Muchas veces se forma una película cerosa de hidrocarburos que protege a las incrustaciones de la acción de los disolventes químicos. Puede ocurrir también que se acumulen capas de incrustaciones sólidas impermeables que revisten las tuberías de producción y a veces las bloquean por completo, con lo cual resulta más difícil de quitarlas. En este caso, por lo general se utilizan técnicas mecánicas o tratamientos químicos para penetrar la capa incrustada. A pesar de ello, con

31

frecuencia se forman incrustaciones duras, como el Sulfato de Bario (BaSO 4), que son sumamente resistentes, tanto a los agentes químicos como mecánicos. Antes de que se produjeran los últimos avances en la tecnología de eliminación de incrustaciones minerales, los operadores que se encontraban con este tipo de problema muchas veces se veían obligados a suspender la producción, movilizar taladros de completacion para extraer la tubería dañada del pozo y hacer limpieza en la superficie, equipos, líneas, tanques, bombas, entre otros, o bien reemplazar la tubería y equipos directamente.

S O D A V R E S E S O En las incrustaciones minerales queR se producen en los campos petroleros, el H C E R E D agua juega un papel fundamental, dado que el problema se presenta sólo cuando 2.3.13 Origen de las incrustaciones

existe producción de agua. La formación de incrustaciones comienza cuando se perturba el estado de cualquier fluido natural de forma tal que se excede el límite de solubilidad de uno o más de sus componentes. Las solubilidades de los minerales en sí mismas tienen una complicada dependencia respecto de la presión y temperatura. Por lo general, un incremento de la temperatura provoca el aumento de la solubilidad de un mineral en el agua: más iones se disuelven a temperaturas más elevadas. En forma similar, al descender la presión, la solubilidad tiende a disminuir. (Berberí, 2006)

Figura 3. Incrustaciones. Berberi 2006

32

No todos los minerales se ajustan a la tendencia típica; por ejemplo, el carbonato de calcio presenta la tendencia inversa, es decir, que la solubilidad en agua aumenta cuando las temperaturas disminuyen. Una complejidad adicional es la solubilidad de los minerales de carbonatos en presencia de gases ácidos, como el dióxido de carbono (CO2) y el ácido sulfúrico (H2S). La solubilidad de los carbonatos aumenta a medida que disminuye la acidez del fluido, y tanto el Co 2 como el H2S a altos niveles de presión proporcionan suficiente acidez. Por lo tanto, el agua de formación, al estar en contacto con la roca carbónica y los gases disueltos.

S

ADO V R E S E R CHOS

Esta tendencia presenta una dependencia compleja y no lineal con respecto a la composición de la salmuera, la temperatura y la presión del gas por encima de

DERE

la fase líquida; este efecto de la presión del gas es varios órdenes de magnitud mayor que el efecto normal de la presión sobre la solubilidad de un mineral. En general, a medida que disminuye la presión, el CO2

deja la fase acuosa

provocando el aumento del pH, que conduce a la formación de incrustaciones calcáreas.

2.3.14. Formación de las incrustaciones Si bien el punto de partida para la formación de las incrustaciones puede ser un cambio de presión o temperatura, la liberación de gas, una modificación del pH o el contacto con agua incompatible, existe agua de producción que, a pesar de encontrarse sobresaturadas y ser proclives a las incrustaciones minerales, no presentan problema alguno. Las incrustaciones se desarrollan a partir de una solución. El primer desarrollo dentro de un fluido saturado es una formación de grupos de átomos inestables, proceso denominado nucleación homogénea. Los grupos de átomos forman pequeños cristales (semillero de cristales) provocados por fluctuaciones locales en el equilibrio de la concentración de iones en las soluciones saturadas. A continuación, los cristales crecen por adsorción de iones sobre las imperfecciones

33

de las superficies de los cristales, con lo cual aumenta el tamaño del cristal. La energía necesaria para que el cristal crezca proviene de una reducción de la energía libre superficial del cristal, que disminuye rápidamente a medida que aumenta el radio, una vez superado cierto radio crítico. Esto implica que los cristales grandes tienden al continuo crecimiento de los mismos, y además que los cristales pequeños se pueden redisolver. Por lo tanto, dado un cierto grado de sobresaturación, la formación de cualquier semillero va a favorecer el aumento de incrustaciones minerales.

S

ADO V R E S E R CHOS

DERE

Figura 4 Nucleación Homogénea. Berberí (2006)

El crecimiento de cristales también tiende a iniciarse sobre una superficie preexistente de límite de fluidos, proceso denominado Nucleación heterogénea. Los sitios en que se producen la Nucleación heterogénea incluyen los defectos en las superficies, como la asperezas en las superficies de los tubos o cañoneos en las tuberías corta de producción, o incluso en las juntas y las costuras de las tuberías de producción y en los tubos de conducción. Un alto grado de turbulencia también puede hacer las veces de un catalizador para el depósito de sedimentos. La compresión de los fenómenos de nucleación ha permitido desarrollar productos inhibidores de incrustaciones, que utilizan químicos diseñados específicamente para atacar la nucleación y los procesos de formación de incrustaciones, de modo tal de reducir su incidencia.

34

S O D A V R E S RE Berberí (2006) Figura C HOSHeterogénea. E5 Nucleación ER

D

2.3.15. Identificación de las incrustaciones El primer paso en el diseño de un programa de remediación realmente efectivo desde el punto de vista económico, consiste en ubicar la ubicación de los depósitos minerales y la composición de los mismos.

2.3.16. Tubería de producción y equipos de superficie Las incrustaciones pueden presentarse como una capa espesa adherida a las paredes interiores de las tuberías. Con frecuencia tiene varios centímetros de espesor y presenta cristales de hasta 1cm o más. El efecto primario de la formación de incrustaciones en las tuberías es la reducción de la tasa de producción al aumentar la rugosidad de la superficie del tubo y reducir el área de fluencia. Esto origina un aumento en la caída de presión y, en consecuencia, la producción disminuye. Si aumenta el crecimiento de minerales depositados, se hace imposible el acceso a secciones más profundas del pozo, y finalmente las incrustaciones terminan por bloquear el flujo de producción.

35

S O D A V R E S REde producción. Berberí (2006) Stuberías O Figura 6 Incrustaciones en las H C E R E D La composición química de las incrustaciones en las tuberías puede variar, ya que se trata de capas de sedimentos depositados a lo largo de la vida del pozo. Por lo general, las incrustaciones incluyen capas de asfáltenos o de cera, y las capas de incrustaciones que se encuentran más cercanas a la tubería pueden contener sulfuros de hierro, carbonatos o productos corrosivos. Cuando el taponamiento se produce en los separadores, depuradores y tanque de almacenamiento, deberá ponerse fuera de servicio y se practicará

una

remoción con una combinación de métodos químicos y mecánicos. En tuberías de producción pueden suceder dos casos, el primero es que la tubería se obstruya parcialmente reduciéndose el área de flujo y el segundo que se obstruya totalmente la tubería, impidiendo totalmente el paso del crudo hacia la superficie.

2.3.17. Matriz cercana al pozo Las incrustaciones de carbonatos o sulfatos típicas de la zona cercana al pozo presentan partículas de menor tamaño respecto a las incrustaciones que se encuentran en las tuberías: se miden en micrones en vez de centímetros. Bloquean los empaques de grava y las mallas, además de los poros de la matriz.

36

Por lo general, se forman después de largos períodos de cierres del pozo, ya que el flujo transversal hace que se mezclen aguas incompatibles provenientes de distintas capas. Este tipo de incrustaciones se puede definir como daño. Su eliminación por medio de disolventes químicos o ácidos puede contribuir a aumentar las tasas de producción en forma notable.

S

ADO V R E S E R CHOS

DERE

Figura 7 Daños en la matriz.

2.3.18. Pozos inyectores Los daños provocados por las incrustaciones en los pozos inyectores, por lo general, se originan en procesos activados por la temperatura del agua de inyección. Además, en las inmediaciones del pozo puede producirse una mezcla incompatible cuando el agua de inyección se pone en contacto con el agua de formación o con la salmuera de la completacion. Este problema se limita a las etapas iniciales de la inyección, cuando el agua de inyección entra en contacto con agua incompatible en la región cercana al pozo. Las incrustaciones que se forman en este punto pueden disminuir la permeabilidad de la formación y reducir la efectividad de la estrategia de inundación con agua.

37

Figura 8 Daños de un pozo inyector.

S

ADO V R E S E R 2.3.19. Detección de E HOS DER lasCincrustaciones

Existen evidencias físicas de la presencia de incrustaciones en las muestras

de tuberías, o bien en las radiografías de análisis de núcleos. La interpretación de registros gamma a menudo indica la presencia de residuos de Sulfato de Bario. En algunos casos, se llega a observar un aumento de hasta de 500 unidades API en las actividades de los rayos gamma por encima de los valores naturales. Cuando se evalúa la producción por medio del análisis NODAL, éste puede indicar la presencia de incrustaciones en la tuberías sí, por ejemplo, un pozo presenta restricciones en las tuberías que no se percibían durante las primeras etapas de la producción. En teoría, el análisis NODAL puede indicar la presencia de incrustaciones en la matriz mediante la identificación de mayores restricciones del yacimiento a la producción, si bien esto es difícil de distinguir con respecto a otros tipos de daños que puede sufrir la formación. El comienzo de producción de agua es, a menudo un signo de problemas potenciales de incrustaciones, en especial si coincide con una reducción simultánea de la producción de petróleo. Normalmente, se analiza la composición química del agua y, en particular, el contenido de iones disueltos en el agua producida. Si se observa un cambio notable en la concentración de iones de ciertos minerales, que coincide con una

38

disminución de la producción de petróleo y un aumento del corte de agua, puede ser un indicio de que el agua de inyección ha invadido y se ha comenzado a formar incrustaciones. Además por análisis de laboratorio también puede ser determinado la tendencia del agua a ser corrosiva o incrustante utilizando el Método de Stiff & Davis y Oddo Tompson. Existen cuatro hechos, que ocurren normalmente en la producción de hidrocarburos, y que dan lugar a la aparición de incrustaciones. Mezclas Incompatibles: La mezcla de aguas incompatibles provenientes de la

S

ADO V R E S E R CHOS

inyección y la formación puede provocar el desarrollo de incrustaciones. Con frecuencia se inyecta agua de mar en los yacimientos durante las operaciones de

DERE

recuperación de secundaria y mejorada por inundación de agua. La mezcla de aguas incompatibles también puede tener lugar en las tuberías de producción, lo cual produce incrustaciones, que se pueden eliminar tanto química como mecánicamente. Autosedimentación: El fluido de un yacimiento experimenta cambios de temperatura y presión durante la producción. Si estos cambios modifican la composición del fluido de modo tal que supere el límite de solubilidad de un mineral, éste precipita en forma de incrustaciones minerales: este fenómeno recibe el nombre de Autosedimentación. Las incrustaciones de sulfatos y carbonatos pueden precipitar como resultado de cambios de presión ocurridos dentro del pozo o en cualquier restricción en el fondo. Otro problema serio se presenta cuando precipitan residuos de carbonatos a partir de los fluidos producidos que contienen gases ácidos. La disminución de la presión durante la producción libera gases del fluido, cuyo pH aumenta y provoca el depósito de residuos minerales. Los residuos carbónicos se pueden encontrar desde la matriz cercana del pozo, a lo largo de la tubería y dentro del equipamiento de superficie, dado que la presión y temperatura del agua producida cambian continuamente.

39

2.3.20. Incrustaciones inducidas por la evaporación La formación de residuos minerales también está relacionada con la producción simultánea de gas de hidrocarburo y salmuera de la formación (gas húmedo). A medida que disminuye la presión hidrostática en las tuberías de producción, el volumen de gas de hidrocarburo se expande y la fase de salmuera que todavía se encuentra caliente se evapora. Como resultado se produce una concentración de iones disueltos, que supera la solubilidad del mineral en el agua remanente.

2.3.21. – Inundación con gas

S

ADO V R E S E R CHOS

Cuando se inunda una formación con dióxido de carbono (CO 2) para

DERE

recuperación secundaria, se puede provocar la formación de residuos minerales. El agua que contiene CO2 se vuelve ácida y disuelve la calcita que se encuentra en la formación. Las subsiguientes caídas de presión que se producen en la formación alrededor de un pozo en producción, pueden provocar que el CO 2 se separe de la solución y precipiten residuos de carbonatos en los cañoneos y en los poros de la formación próximos al pozo. La formación de incrustaciones minerales en el ambiente que rodea al pozo provoca una caída adicional de presión y aún más precipitaciones. Como ocurre en el caso de la Autosedimentación, este proceso de autogeneración puede llegar a sellar totalmente los cañoneos o crear una pared impermeable entre el hoyo y la formación en unos pocos días, deteniendo la producción por completo.

2.3.22. Eliminación de las incrustaciones Las técnicas utilizadas para eliminar las incrustaciones deben cumplir ciertas condiciones: ser rápidas, no dañar el pozo, las tuberías ni el ambiente de la formación, y ser preventivas en las nuevas precipitaciones en el futuro. Para poder decidir cual es la mejor técnica, es necesario conocer el tipo y la cantidad de

40

incrustaciones y su composición física o su textura, ya que si se elige un método inadecuado se puede llegar, en realidad, a incentivar el depósito de las incrustaciones. El grado de resistencia y la textura de las incrustaciones presentes en las tuberías revisten gran importancia en la elección de la técnica de remoción. La resistencia y las texturas pueden variar desde hilos delicados y quebradizos o cristales de alta microporosidad hasta capa de aspecto rocoso de baja permeabilidad y porosidad. La pureza de las incrustaciones afecta su resistencia a los métodos de limpieza. Puede ocurrir que se trate de fases de un sólo mineral,

S

ADO V R E S E R CHOS

si bien, por lo general, son unas mezcla de compuestos similares y compatibles.

RE E D 2.3.23 – Técnicas químicas

La remoción de incrustaciones con productos químicos es, por lo general, el primer sistema que se utiliza y el más económico, en especial cuando las incrustaciones no son de fácil acceso o se encuentran en lugares donde los métodos mecánicos de limpieza convencionales resultan poco efectivos o es muy costoso transportarlos. Por ejemplo, los carbonatos son muy solubles en ácido clorhídrico y, por lo tanto, se pueden disolver con facilidad. Las incrustaciones duras de sulfatos son más difíciles de eliminar porque tienen un grado muy bajo de solubilidad ácida. El ácido etilendiaminotetracetico (EDTA) fue uno de los primeros agentes utilizados para mejorar la remoción química de las incrustaciones y hoy en día se continúa utilizando en diversas formas. Si bien los tratamientos con EDTA son más costosos y lentos comparados con el ácido clorhídrico, funcionan bien en las incrustaciones que requieren un remedio químico. El EDTA, y sus distintas variantes en estructura química, también resultan efectivos en la remoción de incrustaciones distintas a los carbonatos y han mostrado resultados promisorios en la remoción de sedimentos de sulfato de calcio y compuestos de calcio y sulfato de bario. (Schlumberger, 2010)

41

2.3.24. Métodos mecánicos convencionales

Las soluciones mecánicas para eliminar depósitos minerales ofrecen una amplia variedad de herramientas y técnicas aplicables en las tuberías de pozos y en la formación. Como ocurre en el caso de los tratamientos químicos, la mayor parte de los métodos mecánicos presentan un rango limitado de aplicabilidad, de manera tal que la selección del método correcto depende del pozo y del tipo de incrustación. Los métodos mecánicos, si bien son variados, se encuentran entre los más eficientes para la eliminación de incrustaciones de minerales en las tuberías.

S

ADO V R E S E R CHOS

DERE

Uno de los primeros métodos utilizados fue una derivación del uso de explosivos para hacer vibrar los tubos y desprender las incrustaciones quebradizas. Los explosivos proporcionaban cargas de alto impacto que podían remover las incrustaciones, pero a menudo dañaban las tuberías y el cemento. Cuando se trató de cambiar el tipo de explosivo o reducir la cantidad de carga explosiva, se determinó que uno o dos cabos de la cuerda de detonación, conocida como cuerda de disparo, proporcionaban la intensidad adecuada. 2.3.25. Métodos mecánicos con chorros de fluidos

Desde hace varios años se encuentran disponibles algunos sistemas de chorros de fluidos, que se utilizan para eliminar las incrustaciones en tuberías de producción y cañoneos. Esta herramienta cuenta con varios orificios de expulsión que tiene un mecanismo que le permite cubrir todo el diámetro del pozo. Se puede utilizar con productos químicos para atacar los depósitos solubles, en aquellos lugares donde la colocación es crítica para prevenir la pérdida de agentes reactivos.

42

El chorro de agua puede resultar efectivo para remover las incrustaciones blandas, como halita, y detritos o relleno, pero la experiencia demuestra que es menos efectivo en ciertos tipos de incrustaciones de mayor resistencia

S

ADO V R E S E R CHOS

DERE

Figura 9 Eliminación de incrustaciones de CaCO3 con chorros de agua.

2.3.26. Lechadas Abrasivas Al agregar una pequeña cantidad de concentración de sólidos, entre 1 y 5% en peso, a un chorro de agua, se mejora en gran medida su capacidad de atravesar las incrustaciones. Los chorros de agua con arena abrasiva son de uso habitual en la industria de la construcción y la demolición para cortar concreto reforzado, e inclusive en los procesos de desmilitarización para cortar municiones activas sin generar calor o una fuente de ignición. Esta técnica también presenta un mayor rendimiento de corte en las incrustaciones de carbonato de calcio comparado con un chorro de agua pura. Lamentablemente el uso de abrasivos como la arena puede causar daños a los tubos de acero. Cuando las incrustaciones se eliminan completamente de la tubería, el chorro abrasivo erosiona el acero con la misma eficiencia con que lo

43

hace con los depósitos minerales. Si ocurre un desperdicio en la herramienta de emisión del chorro, existe un riesgo considerable de que el chorro abrasivo perfore el tubo de acero.

S

ADO V R E S E R CHOS

DERE

Figura 10 Eliminación de incrustaciones de CaCO3 con chorro de agua abrasivo.

2.3.27. Precipitaciones inorgánicas

En la mayoría de las aguas existen considerables cantidades de impurezas disueltas en forma iónica, debido a la limitación del agua de mantener estos iones en solución (solubilidad), una vez excedido el rango máximo de solubilidad, la solución se satura y los compuestos iónicos

precipitan en forma de sólidos

capaces de formar capas superpuestas de incrustación.

2.3.28. Precipitaciones Inorgánicas más comunes En la tabla anexa se presentan las precipitaciones inorgánicas más comunes:

44

Tabla 1 NOMBRE Carbonato (Calcita)

FORMULA QUÍMICA de

Calcio

Sulfato de Calcio Sulfato de Bario Sulfato de Estroncio

CaCO3 CaSO4 CaSO4 ½ H2O CaSO4 2 H2O BaSO4 SrSO4

VARIABLES PRIMARIAS Presión parcial de CO2, temperatura y sales disueltas. Temperatura, sales disueltas y presión. Temperatura, sales disueltas y presión.

S

ADO V R E S E R CHOS

Compuestos de Hierro: Carbonato Ferroso FeCO3 Sulfuro Ferroso FeS Corrosión, Hidróxido Ferroso Fe(OH)2 disueltos y PH Hidróxido Férrico Fe(OH)3 Oxido Férrico Fe2O3 Tabla 1. Precipitaciones Inorgánicas más comunes. Berberí (2006)

DERE

gases

2.3.29. Problemas causados por las precipitaciones inorgánicas

Las incrustaciones en pozos en producción y en los equipos de superficie, constituye uno de los principales problemas para las operaciones petrolera. Los resultados de depósitos de incrustaciones son: 

Aumento en los costos de producción



Problemas con la inyección de agua



Disminución de la transferencia de calor



Restricción en el flujo (perdidas de presión)



Paros de plantas no programados

45



Reparación, mantenimiento y restitución de los equipos de superficie



Trabajos de reacondicionamiento de pozo



Consumo de aditivos químicos para la limpieza de los equipos

incrustados.

2.3.30. Clasificación de los depósitos inorgánicos según tipo de tratamiento Las incrustaciones pueden ser:

S O D A V R E S RE O H C Inertes SonE aquellas que no S son solubles en sustancias químicas E R D

y son

removidos por métodos mecánicos, como el cepillado, ultrasonido, o por medio de herramientas especiales. Activos Este tipo de escamas incrustante se clasifica según el método que se utilice para disolverlo, en: Solubles en agua: Son aquellas incrustaciones donde no se emplean ácido para disolverlas. La más común es el cloruro de sodio (NACl). Solubles en ácido: La más común de todas las incrustaciones es el carbonato de calcio, el cual es soluble en ácido clorhídrico o ácido acético. También se puede usar ácido fólico o sulfúrico. 2.3.30.1. Carbonato de calcio El carbonato de calcio o calcita, CaCO3, es frecuentemente encontrado como escamas en operaciones de campo petrolero. Los cristales de carbonato de calcio son largos, pero cuando las escamas son encontradas como impurezas en la forma de finos cristales divididos, aparecen uniformes. Estas pueden ser identificadas cualitativamente por la adición de ácidos minerales. La evolución de un gas sin olor es indicativa que el carbonato este presente. Esto no identifica las

46

escamas como carbonato de calcio, se requiere pruebas adicionales para identificar el calcio.

Los depósitos de CaCO3 resultan de la precipitación del

carbonato de calcio de acuerdo a la siguiente ecuación:

Ca++ +

CO3=

Ca++ + 2(HCO3-)

CaCO3

(1)

CaCO3 + CO2 + H2O

(2)

S O D A V R E S S RE de carbonatos de calcio O 2.3.30.1.1. FormasR físicas de los depósitos H C E E D La forma física de los depósitos de carbonatos de calcio CaCO 3 es dependiente de la manera en la cual éstas se depositen. El carbonato de calcio no se forma espontáneamente, por el contrario su crecimiento es por etapas. Inicialmente un ión de calcio se combina con un ion de carbonato para formar la molécula de CaCO3. Estas moléculas a su vez se combinan para formar núcleos de microcristalinos que actúan como centro de crecimiento. Los núcleos de carbonatos de calcio se combinan en eso lugares para formar las agrupaciones o “racimos”. Cuando estos racimos crecen se vuelven demasiado pesados para mantenerse suspendidos en solución, y es entonces cuando precipitan y se forman los depósitos. Este cristal al final forma la escama que puede compararse con una roseta de maíz, y ser suave y esponjosa, o por el contrario ser dura y densa. Estas dos últimas características se presentan como resultado de un crecimiento lento en forma de cristal que posee pocas imperfecciones y con una estructura cristalina muy compacta. Las escamas suaves y esponjosas son depositadas rápidamente y contienen imperfecciones en su estructura. Los depósitos de carbonato de calcio pueden aparecer en una de estas tres formas: 1)

47

como escamas delgadas o con la forma de rosetas de maíz, 2) depósitos laminados y 3) depósitos. Las del primer tipo son normalmente las más permeables y consecuentemente, mucho más difícil de remover. 2.3.30.2. Factores que afectan el equilibrio del CaCO3. La precipitación del carbonato de calcio puede ser inducida o natural. La precipitación inducida puede ocurrir en diversas operaciones debido a la mezcla de fluidos incompatible, por ejemplo: cuando iones externos de calcio se

S

ADO V R E S E R CHOS

introducen a la formación durante la perforación, cementación, terminación y reparación de pozos.

DERE

En este caso al incrementar la concentración de iones de calcio, el equilibrio de la reacción se desplaza hacia la derecha, favoreciendo la precipitación. La mezcla de agua incompatibles durante operaciones de inyección (inyección de agua, inyección continua de vapor), provocando la precipitación en pozos productores e inyectores. Para que ocurra la precipitación natural de carbonato de calcio, entran a colisión una serie de factores que afectan el equilibrio entre las que se encuentran: 2.3.30.2. Efecto del CO2: La presencia del CO2 incrementa la solubilidad del carbonato de calcio en agua. Cuando el CO2 viene en contacto con agua, este se disuelve y forma ácido carbónico. La ionización del ácido carbónico es ilustrada

por las siguientes

ecuaciones:

CO2 + H2O H2CO3

H2CO3 H+

+ HCO3-

(Ecuacion 3) (Ecuación 4)

48

HCO3-

H+

+ CO3=

(Ecuacion 5)

De la ecuación (3), el gas de dióxido de carbono se disuelve en agua y forma ácido carbónico. Este ioniza para formar los iones hidrógeno y bicarbonato. Él hidrogeno ioniza de la ecuación (4) se puede combinar con el ion carbonato libre en el agua. El ion carbonato libre mostrado en la ecuación (1) puede combinarse con este hidrógeno para formar el ion bicarbonato. Se cree que el carbonato de calcio disuelto no existe en solución como iones de calcio y de carbonato sino como

S O D A V R E S en la concentración de dióxido de carbono, S REmás bicarbonato de calcio es formado. O H C E R E D iones de calcio y bicarbonato. Por el principio de Le Chatelier, por un incremento

Una disminución en el dióxido de carbono contenido en el sistema en equilibrio resulta en la formación del carbonato de calcio.

Además, la solubilidad del carbonato de calcio esta altamente influenciado por el contenido de dióxido de carbono en el agua, es decir; por la presión parcial de este sobre el agua.

El efecto de la presión del dióxido de carbono sobre la

solubilidad del carbonato de calcio a 24 °C (75.2°F), fue determinado por Miller. Comenzando con 1 atm e incrementando la presión del dióxido de carbono a 50atm, se triplica la solubilidad del carbonato de calcio. En caso contrario, con la caída de presión del dióxido de carbono disminuye la solubilidad. Este fenómeno ocurre en algunos pozos productores o inyectores, causando la deposición de escamas de carbonato de calcio. El agua en el yacimiento es estable con respecto a la solubilidad del carbonato de calcio, porque la presión del dióxido de carbono se mantiene. Cuando el agua es producida la presión del gas CO2 disminuye a medida que el agua se aproxima a la superficie. Esto altera el equilibrio químico y origina los depósitos de escamas. 2.3.30.3 Efecto de temperatura

49

Contrario al comportamiento de la mayoría de los materiales, el carbonato de calcio comienza a ser menos soluble con el aumento de la temperatura, mientras más caliente sea el agua se formara más incrustaciones de carbonato de calcio. La baja temperatura cerca de la superficie incrementa la solubilidad, pero las bajas presiones causan pérdida del dióxido de carbono que contrarresta el aumento en la solubilidad obtenida por la influencia de la temperatura.

2.3.30.3. Efecto del pH o acidez

S O D A V R E S incrementa la solubilidad C del H carbonato de E calcio. La lluvia ácida es causada por el SR O E R E D flujo de aire contaminado dentro del agua de formación y otros componentes

Varía con el cambio de solubilidad. La baja de pH, el aumento de la acidez,

duros. El mayor contribuidor para la lluvia ácida es el dióxido de carbono. El gas CO2 se disuelve en el agua formando ácido carbónico. Este incrementa la solubilidad de carbonato de calcio. 2.3.30.4 Efecto de las sales disueltas La presencia en la solución de sales disuelta que no contienen un ion común (iones calcio o carbonato) tiene una influencia sobre la solubilidad del carbonato de calcio. La presión parcial del dióxido de carbono y la temperatura influencian en la solubilidad del carbonato de calcio de la misma forma en agua salada como en agua dulce.

2.3.30.5. Efecto de la presión Los cambios de presión

afectan la solubilidad del carbonato de calcio.

Cuando la presión de agua cae, se puede formar incrustaciones. La razón esta relacionada con el efecto de la acidez. El agua bajo presión puede disolver más CO2.

50

2.3.30.6 Métodos para pronosticar la tendencia del agua a formar depósitos de carbonato de calcio

2.3.30.6.1 Método de Langalier: El índice de Langalier es un modelo basado en el equilibrio derivado del concepto teórico de saturación. Se dice que un agua esta saturada con Carbonato de Calcio cuando esta, ni disuelve ni precipita una incrustación de carbonato. Esta

S

ADO V R E S E R CHOS

condición de equilibrio esta basada en reposo en temperatura constante. Un agua se dice que esta insaturada si esta disuelve un sustrato de carbonato de calcio

DERE

existente. El índice de saturación de Langalier proporciona un indicador de grado de saturación del agua con respecto al Carbonato de Calcio. La saturación se refiere al producto de solubilidad de un compuesto. Por definición los productos de actividad iónica de los reactantes (ejemplo: Ca

+2

y CO3-2) es igual al producto de

solubilidad cuando el agua esta en equilibrio (Kps) (Ca+2) Ca (CO3-2) CO3-2 = Kps

(6)

Si un agua esta insaturada con respecto al Carbonato de Calcio, el nivel de saturación será menor que 1. Cuando un agua esta en equilibrio, el nivel de saturación será igual a 1 (a pesar de que la estimación de la actividad es iónica o del producto de solubilidad podría estar en un error). Un agua sobresaturada con Carbonato de Calcio tendrá un nivel de saturación mayor que 1. El nivel de saturación es la fuerza de conducción para la formación y crecimiento del cristal. Cuando el nivel de saturación se hace mayor que 1, la fuerza de conducción para la formación o crecimiento del cristal de Carbonato de Calcio, incrementará.

51

El nivel de saturación de Langalier enfoca el concepto usando el pH como una variable dominante. Este índice puede ser interpretado como el cambio de pH requerido para llevar un agua al equilibrio. El agua coincide igual a 1 esta con una unidad de pH por encima de las saturaciones. Reduciendo el pH una unidad se llevara el agua a equilibrio, esto ocurre porque la porción de alcalinidad total presente como CO3 decrece a medida que disminuye el pH; una disminución de en el agua

pH de una unidad disminuirá la concentración del CO 3

aproximadamente 10 veces. Este efecto en el nivel de saturación también disminuye el producto de actividad iónica 10 veces. Un índice de saturación de

S

ADO V R E S E R CHOS

Langalier esta definido como:

DERE

LSI = pH - pHS

(7)

Donde: pH: es el pH del agua. pHs: es el pH donde el agua será saturada (en el equilibrio) con respecto a CaCO3. 2.3.30.6.2. Método de H. Stiff y L. Davis

Stiff y Davis presentaron un método que permite predecir la formación de depósitos de carbonato de calcio en las aguas que se producen asociadas al crudo. Para ello la condición de equilibrio en el agua permite saber cuando la tendencia es escamante o corrosiva. Langelier desarrollo una ecuación en función de un índice de estabilidad iónica que permite establecer esta tendencia. En la ecuación (8) se expresa de la siguiente forma: SI = pH - pCa - pCO3 -K Donde:

(8)

52

SI: es el índice de estabilidad del agua. Si es positivo indica una tendencia escamante y si es negativo indica que es corrosiva. pH: es el pH del agua muestreada. pCa: es el valor negativo del logaritmo de la concentración de calcio. pCO3: es el valor negativo del logaritmo de la concentración de bicarbonato. K: es una constante que depende del valor de la fuerza iónica y la

temperatura.

Para la aplicación de esta ecuación cuando la concentración iónica es menor de 4000 ppm calcularon unos valores de conversión que permiten obtener directamente el valor de las fuerzas iónicas parciales y con la suma de todas

S

ADO V R E S E R CHOS

obtener el valor total. Este parámetro se debe calcular para definir el valor de la constante K.

DERE

Para las aguas con alta concentración salina (> 4000) los autores desarrollaron la siguiente ecuación: I = 0.5 [(C1 * V12) + (C2* V22)] +................. + (Cn* Vn2)

(9)

Donde: C: es la concentración de cada elemento expresada en gramos ion por 1000 gramos de solvente. (ppm/ (1000*peso atm.)) V: es la valencia respectiva. Para determinar directamente el valor negativo correspondiente al logaritmo de las concentraciones de los iones Ca+ y CO3-, es decir, pCa y pCO3. Una desventaja de esta ecuación es que solo se puede aplicar a aguas con un valor de pH bajo y una temperatura original menor de 194°F. 2.3.30.6.3. Índice de Ryznar Ryznar, modifico el índice de Langalier, en su pronóstico; el índice de Ryznar esta definido por la ecuación (10): ISR = 2 pHs – pH

(10)

Donde: ISR: es el índice de solubilidad de Ryznar pHs: es el pH del agua cuando esta en equilibrio con el CaCO3

53

pH: es el pH actual del agua Usando el índice de Ryznar el agua se considera corrosiva cuando el índice de estabilidad de Ryznar excede 6. En cambio cuando el índice de estabilidad de Ryznar es menor de 6 el agua tiende a ser incrustante.

2.3.30.6.4. Método de J. Oddo y M. Tompson: A partir de las investigaciones de Stiff y Davis, Oddo y Tompson desarrollando un método simple que permite pronosticar la tendencia y la cantidad de carbonato

S O D A V R E S RE inicial fue publicado en 1982 y la presión parcial del C COH . O ElStrabajo E R E D posteriormente fue modificado para incluir los efectos de otros parámetros de calcio que pueden formarse en el agua. Este método considera los efectos de 2

adicionales. Es valido en los siguientes rangos: Fuerza iónica molar: 0 – 4.0 Temperatura: 32 – 392 °F Presión: 0 – 2000 lpc 2.3.30.7. Descripción de materia prima y productos Tabla 2. Gama de Productos de Clariant Oil Services (2012) Producción de Petróleo & Gas

Tratamiento de Agua

Mantenimiento

Perforación, Completación y Rehabilitación

Demulsificantes

Ayudantes de Filtración

Inhibidores de Corrosión

Desalinizadores

Polímeros para procesos de Coagulación y Floculación

Tratamientos de medios de enfriamiento Tratamientos de medios de calentamiento

Secuestrador de H2S

Clarificantes

Antiespumantes

Glicol y Metanol

Biocidas

Antiespumantes

Secuestradores de Oxigeno

Aditivos de Glicol

Inhibidores de Incrustaciones

Tratamientos de Parafinas Tratamientos

Inhibidores de Corrosión Inhibidores de

Etanolaminas

Emulsificantes

Fluidos hidráulicos

Agentes

Refinerías Pour Point Depresors Mejoradores de flujo de destilado medio Agentes Anti Deposición Antiespumante para Unidades de Coque Retardado Auxiliares de Desalinización Inhibidores de

54

Asfáltenos Inhibidores de Corrosión

Incrustaciones Mejoradores de Inyección

Biocidas

Estabilizadores de Arcilla

Detergentes

Polímeros de Perforación

Químicos Antiensuciamiento (Antifoulant)

Biocidas

Limpiadores

Polímeros para Cementación

Inhibidores de Incrustaciones

Resinas de Intercambio Iónico

Dispersantes para derrames de petróleo

Surfactantes

Disolventes de Incrustaciones Mejoradores de Flujo para corrientes trifásicas

Mejoradores de Flujo

Desviadores Agentes Espumantes

Espuma para Combate Incendios

Secuestrador de H2S

Tintes Químicos Multifuncionales Químicos para Pruebas de Hidrostática Biodispersantes Reductores de fricción (Drag Reducers)

Corrosión Aminas Neutralizantes Aminas, Amortiguadore s de pH Inhibidor de Vanadio y Níquel Mejoradores de Combustión Antioxidantes

S

DERECHO

Químicos de Cierre Modificadores de Relación de Permeabilidad Rastreadores Inhibidores de Hidratos

Humectantes Controladores de Filtrado

S O D A V R E S RE

Estabilizantes de Color para LCO

2.3.31. Estimulación de pozos Durante el preciso período de la completación

del pozo, o durante la vida

productiva del pozo, se presentan situaciones en las que el estrato productor no descarga fácilmente el supuesto volumen de hidrocarburos hacia el pozo. Algunas veces esta inconveniencia puede se sencilla y de fácil corrección, pero otras veces se puede presentar muy difícil y casi insoluble. (Ilustrados, 2003). Según ASME (2007), la estimulación es un proceso de tratamiento que consiste en restaurar o mejorar la productividad de un pozo. Existen dos tipos principales de tratamiento por estimulación, tratamientos de la matriz y tratamientos de fracturamiento hidráulico. Los tratamientos de la matriz son realizados para restaurar la permeabilidad después de que ha ocurrido un daño en el pozo. Los

55

tratamientos de fracturamiento hidráulico implican usar la presión para romper la roca en el yacimiento y aumentar la permeabilidad. Se puede considerar a la estimulación como el proceso mediante el cual se restituye o se crea un sistema extensivo de canales en la roca productora que sirve para facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo, o de éste a la formación. En la mayoría de los casos, cuando un pozo deja de producir o no permite la inyección de fluidos en forma económica, ello es una indicación de que la formación está dañada. Este hecho puede ser ocasionado por taponamiento de

S

ADO V R E S E R CHOS

los canales de flujo. Para que una formación sea productiva se requieren tres condiciones:

DERE

-

Que contengan fluido móvil.

-

Que el yacimiento tenga energía.

-

Que la roca tenga capacidad de flujo.

La capacidad de flujo generalmente se incrementa mediante el proceso de estimulación. Por lo tanto, la estimulación es el proceso mediante el cual se restituyen los canales de la formación con la finalidad de mejorar la comunicación natural formación-hoyo y reducir o eliminar el efecto de daño en el pozo. 2.3.31.1 Tipos de Estimulación La acidificación consiste en atacar el medio acuífero, cuando está formado por carbonatos, mediante un ácido, generalmente "ácido clorhídrico". Este ácido disuelve la caliza con rapidez, y algo más lentamente, la dolomía, formándose Cl2Ca y Cl2Mg solubles respectivamente y desprendiéndose grandes cantidades de gas carbónico. No es conveniente emplear "ácido sulfúrico", ya que con el Ca forma SO 4Ca, de solubilidad limitada, por lo que se deposita en el acuífero. La acidificación se aplica a rocas permeables por fisuración ya que poco se consigue en las rocas porosas, si no es ensanchar un poco el sondeo o efectuar una limpieza local, que

56

únicamente tiene interés cuando durante la perforación el lodo o el detritus han taponado el acuífero o cuando se han producido incrustaciones en la rejilla o acuífero inmediato.

La cantidad de ácido a inyectar es muy elevada, varias

toneladas o docenas de toneladas. En los acuíferos fracturados, en especial cuando el pozo corta unas pocas fisuras de anchura pequeña, las pérdidas de carga de circulación son elevadas, en especial cerca del pozo. La acidificación ayuda mucho a la limpieza y ensanchamiento de las fisuras a condición de que el ácido penetre una distancia considerable. Por ello se requiere que se introduzca gran cantidad de ácido de

S

ADO V R E S E R CHOS

forma rápida, a fin de que penetre suficientemente antes de agotar su capacidad de disolución, ayudándolo con la introducción de un volumen mayor de agua. El

DERE

desarrollo que ya produce el ácido al llegar al acuífero, facilita la introducción de las siguientes cantidades de ácido y del agua, a veces de forma muy espectacular, puesto que si el pozo no se ha limpiado previamente con cuidado, se produce una rápida descolmatación. En la estimulación de pozos profundos hay que tener en cuenta que el ácido puede tardar cierto tiempo en alcanzar la formación. Si además de tener el nivel piezométrico profundo presentan un caudal apreciable, la introducción del ácido y del agua se puede realizar de forma sencilla y económica por gravedad, aunque conviene realizar un mínimo de instalaciones para facilitar y controlar bien las operaciones y para evitar las peligrosas salpicaduras o rociaduras con ácido en caso de que el escapa de anhídrido carbónico producido proyectase al exterior el ácido contenido en el interior del pozo. Si el ácido no se puede introducir por gravedad en condiciones satisfactorias (niveles piezométricos altos y/o bajo caudal de admisión inicial) es necesario recurrir a la inyección a presión con una bomba de alto caudal y alta presión, incluso tratando de llegar a la fracturación hidráulica, proceso que requiere cementar el pozo por encima del acuífero y establecer una cabeza de pozo para la inyección, incrementando el costo del tratamiento.

57

Para que la acidificación cumpla su misión, es indispensable efectuar una limpieza del pozo antes de que parte del Ca y Mg disuelto se redepositen al descender la acidez, junto con las arenas, arcillas y otros materiales en suspensión. 2.3.32. Fosfonato Según Nlan (2005) son compuestos orgánicos que contienen los grupos CPO(OH)2 o C-PO(OR)2 (donde R=alquilo, arilo. Los bifosfonatos fueron sintetizados por primera vez en 1897 por Von Baeyer y Felix Hofmann. Un

S O D A V R E S E efectivos agentes quelantes. La S Rcomo los ácidos fosfónicosE son conocidos O H C R E D introducción de un grupo amino en la molécula para obtener -NH -C-PO(OH)

ejemplo de bifosfonato es el HEDP. Desde el trabajo de Schwarzenbach en 1949,

2

2

aumenta las habilidades para atrapar metales del fosfonato. Algunos ejemplos de tales compuestos son 'iyot', EDTMP y DTPMP. Estos fosfonatos comunes son los análogos estructurales de los bien conocidos aminopolicarboxilatos NTA, EDTA, y y DTPA. La estabilidad de los complejos de metal se incrementa con el incremento en el número de grupos ácido fosfónico. Los fosfonatos son altamente solubles en agua, mientras que los ácidos fosfónicos son sólo ligeramente solubles. Los fosfonatos no son volátiles y son poco solubles en solventes orgánicos. 2.3.33. Residual de fosfonato El mismo se revierte a fosfato por lo que el cero es adicionando los reactivos a la muestra y la determinación de fosfonato es realizando la digestión a la muestra. Lo más simple es usar lámpara UV para la digestión.

58

2.4.

Sistema de variable

2.4.1. Definición nominal de la variable Tratamiento Químico 2.4.1.1 Definición conceptual Consiste en bombear una mezcla de química con la finalidad de remediar daños en la cara de la formación, líneas de flujo, cabezal, tuberías de producción, entre otros, causados por fenómenos interfaciales tales como: formación de

S

ADO V R E S E R CHOS

asfáltenos, parafinas, emulsiones y carbonatos de calcio. (Roa, 2006).

DERE

2.4.1.2 Definición operacional.

El tratamiento químico en los pozos de Campo Barúa va a etsar operacionalmente representado por los ant incrustantes con la finalidad de inhibir las incrustaciones presentes.

59

Cuadro 1. Operacionalización de la Variable

Variable

Objetivo General: Proponer un tratamiento químico anti incrustante adecuado para los pozos productores de crudo del campo Barua Motatan

46

 Establecer los criterios de selección de pozos candidatos para la aplicación de inyección continua de química anti incrustante Tratamiento Químico

Técnicas e instrumento de Recolección de Datos e Instrumento

S O D A V R E S E R S O H DEREC Objetivos Específicos

Dimensión

Indicadores

Criterios de Selección

Permeabilidad Presión Porcentaje de agua y sedimento

 Caracterizar las muestras de crudo recolectadas de los pozos seleccionados como candidatos para la inyección anti Muestra de crudo incrustante

Observación directa

Entrevista no estructurada

Incrustaciones

- Observación directa

Tasa de producción

- cuestionario

Composición químic

- Revisión bibliográfica

temperatura

Técnica de Análisis - Análisis cualitativo - Diagrama causa-efecto

- Análisis cuantitativo – cualitativo

 Proponer desde el punto de vista económico el tratamiento químico anti incrustante adecuado para los pozos de Este objetivo será alcanzado con la consecución de los objetivos específicos anteriores. crudo del campo Barua Motatan

59

60

CAPÍTULO III

MARCO METODOLÓGICO Para el alcance del procedimiento sistemático en el desarrollo de toda investigación, y a objeto de obtener con mayor exactitud y confiabilidad los resultados esperados, se hace indispensable la planificación de una metodología que oriente el interés del investigador, a través de una secuencia de pasos, la cual

S

ADO V R E S E R CHOS

permita verificar la visión teórica del problema y los objetivos planteados con los datos de la realidad, analizando a su vez la modalidad de la misma, la población y

DERE

muestra, las técnicas e instrumentos de recolección de datos, y las técnicas de análisis de los resultados. 3.1.Tipo de investigación El tipo de investigación se determinó siguiendo una diversidad de criterios, con base al tipo de situación que se pretende solucionar. Según el propósito de la investigación, es básica, ya que su objetivo es buscar información para satisfacer determinado problema. El presente estudio se ubica en la categoría de estudio descriptivo, de acuerdo a los siguientes autores: Hernández, Fernández y Baptista (2000), indican que “los estudios descriptivos están orientados a especificar las propiedades importantes o cualquier otro fenómeno que sea sometido a análisis.” (p.60). Tamayo y Tamayo (2004), especifican que “la investigación descriptiva, comprende la naturaleza actual y la composición del proceso de los fenómenos el trabajo sobre realidades de hechos y sus características fundamentales, para presentar una interpretación correcta” (p.64).

61

En consecuencia, es descriptiva ya que el estudio buscó medir el comportamiento de la variable objeto de estudio centrado en el tratamiento químico anti incrustante en los pozos productores de crudo.

3.2. Diseño de investigación De acuerdo con Chávez (2001), el diseño de la investigación “se fundamenta en un diseño de campo no experimental, por cuanto se hace un diagnóstico para conocer una situación, se abarca a estudiar la realidad mínima donde se produce”

porque O no S se manipula D A V R ESE R deliberadamente la variable objeto de estudio. S O H C E DER De la misma manera y de acuerdo a la dimensión temporal, el diseño no (p.73);

por

consiguiente

es

no

experimental

experimental es transaccional o transversal, debido a que se recolectan datos en un tiempo único, su propósito es describir y analizar la variable, su incidencia e interrelación en un momento dado. Sin embargo, la investigación se adoptó de acuerdo a la evolución del fenómeno como no experimental de tipo transaccional, donde la información para analizar y diagnosticar la situación actual de la variable objeto de investigación, se efectuó en un tiempo único señalado por los investigadores. Para Chávez (2001) los estudios “transversales miden de una vez la variable de acuerdo a criterios de uno o más grupos de unidades en un momento dado, sin llegar a pretender evaluar la evolución de ella” (p.134). En este sentido, el estudio se presenta dentro de la modalidad de campo no experimental debido a que se conoció la situación inicial del pozo y al mismo tiempo no se manipulan deliberadamente la variable de estudio relacionada con el tratamiento químico anti incrustante en los pozos productores del campo Barúa Motatan.

62

3.3. Técnicas e instrumentos de recolección de datos Para la recolección de datos, se utilizaron cuatro modalidades: observación directa,

entrevistas no estructuradas, la revisión bibliográfica, cuestionario y

diagrama de flujo. 3.3.1. Observación directa Para Tamayo y Tamayo (2004), la observación directa, “es aquella en el cual el investigador puede observar y recoger datos mediante su propia observación y

S

ADO V R E S E R CHOS

participación, ya que el investigador juega un papel determinante dentro de la

DERE

población donde se realiza la investigación”. Dentro de ésta, se destaca la utilización del instrumento diario de campo el cual según Arias (2004) “se destina a recolectar anotaciones, reflexiones, dudas e inquietudes que surgen durante la observación”. En relación al estudio planteado, se utilizó como observación directa el diario de campo, basados en el conocimiento y contacto directo con la realidad. 3.3.2. Entrevistas no estructuradas Según Sampieri (2003), la técnica de las entrevistas no estructuradas “se fundamentan en una guía general con temas no específicos y el entrevistador tiene toda la flexibilidad para manejarlas; el propósito de las mismas es obtener respuestas sobre el tema, problema o tópico de interés”. En la entrevista se utilizan diferentes instrumentos para recolectar la información, para efectos de esta investigación se emplearon la grabadora, y la libreta de notas o apuntes, las cuales permiten registrar puntos de vista, comentarios y observaciones relevantes y de aporte para el estudio, como es el caso de la entrevista realizada al Ing. José Luis Gutiérrez del área de reacondicionamiento y mantenimiento de pozos (Subsuelo) en PDVSA campo Barua Motatan.

63

3.4. Instrumentos de Recolección de Datos Para recolectar los datos para procesar la información fue una tabla donde se describirán algunas características importantes del pozo en estudio. Cuadro 2. Instrumento de Recolección de Datos Pozo

Crudo del pozo

Yacimiento

Temperatura

Profundidad

Presión del yacimiento

Porosidad

Permeabilidad

MGB-52 MGB-38 MGB-26

MGB-35 MOT-49

S

ADO V R E S E R CHOS

MGB-51

DERE

3.5. Fases de la Investigación Comprende todos los pasos necesarios para la elaboración de la investigación. 3.5.1 Fase I: Establecer los criterios de selección de pozos candidatos para la aplicación de inyección continua de química anti incrustante. Esta fase comprende la observación directa en el campo de trabajo con la finalidad de visualizar cuáles son los pozos existentes para seleccionar la muestra y determinar al mismo tiempo la presencia de problemas de rendimiento y producción. Por consiguiente es necesario destacar que con la inyección continua de química anti incrustante se podrá mejorar la producción del pozo activo y por ende elevar o incrementar los ingresos de la empresa. Se realizó el estudio de la situación estableciendo los criterios de selección de los pozos, así como también indagar acerca de las características de ellos. 3.5.2 Fase II: Caracterizar las muestras de crudo recolectadas de los pozos seleccionados como candidatos para la inyección anti incrustante.

64

Para caracterizar las muestras de crudo fue necesario consultar el manual de procedimientos de la empresa Clariant así como también la información del registro de pozos para precisar características en cuanto a especificaciones de yacimiento,

temperatura,

profundidad,

presión

del

yacimiento,

porosidad,

permeabilidad; todo ello a través del sistema de información subsuelo SISUB el cual permite controlar la disponibilidad de un equipo. De allí se procedió a realizar la comparación de aquellos pozos que poseen su actividad de producción baja que no satisface los niveles estimados de producción y no cumple con los requerimientos mínimos de producción establecidos por la proyección realizada en

S

ADO V R E S E R CHOS

el departamento. A tal efecto luego de haber realizado la selección de los pozos que servirán de muestra y/o unidad de análisis para la investigación.

DERE

Seguidamente se procedió a realizar una visita a la muestra en selección para visualizar y tener contacto con la realidad estudiada; por tanto el estudio se tipifica de campo ya que se tendrá contacto directo con la realidad en su fase inicial y luego de haber realizado la inyección anti incrustante para los pozos de crudo del campo Barua Motatan. 3.5.3. Fase III: Proponer desde el punto de vista técnico económico el tratamiento químico anti incrustante adecuado para los pozos de crudo del campo Barua Motatan En primer lugar se indagó acerca del hecho de estudiar la factibilidad técnico económico para la aplicación del tratamiento químico anti incrustante; por consiguiente desde el punto de vista técnico se evaluaron las condiciones para conocer y disminuir riesgos para asegurar el trabajo. En ese sentido se pudo visualizar que la empresa cuenta y está en condición de disponibilidad para desarrollar la propuesta ya que cuenta con los conocimientos, el personal calificado, materiales, herramientas, equipos e instalaciones para mejorar la actividad del pozo. Por otra parte el estudio de factibilidad económica es viable por cuanto se cuenta con los recursos económicos y financieros necesarios para desarrollar o

65

llevar a cabo las actividades o procesos y/o para obtener los resultados esperados. Por tanto la propuesta económica se reflejará

a través de la

comparación de los registros de los pozos seleccionados que se obtuvieron en la fase II y el contraste de la actividad que se obtuvo luego de la aplicación del tratamiento químico anti incrustante.

S

DERE

ADO V R E S E R CHOS

66

CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS A fin de relacionar de manera objetiva los datos obtenidos mediante las técnicas de recolección antes explicadas, se procederá a presentar el análisis y discusión de los resultados de modo de dar respuestas al problema en estudio, y así emitir una serie de conclusiones que permitirán dar recomendaciones prácticas que tengan su aplicación para la selección de la mejor opción a tratamiento químico antiincrustante

S O D A V R E S S RE continuo antiincrustante 4.1. Pozos seleccionados para tratamiento O H C E R E D 4.1.1. - Análisis de las pruebas de laboratorio Para este grupo de pozos las pruebas de laboratorio involucraron la discusión de los resultados provenientes de la determinación de BS&W, caracterización físico-químico del agua, y pruebas de eficiencia con productos químicos antiincrustante. A continuación, los datos y gráficos correspondientes a los análisis de las pruebas de laboratorio:

67

4.2.2. Análisis de crudo Tabla 3 Análisis de crudo realizados a las muestras de los pozos seleccionados para Tratamiento Antiincrustante.

Pozo

MGB-48 MGB-38 MGB-26 MGB-51 MOT-35 MOT-49

S O D A V R S RESE

Agua, %

Emulsión, %

Sedimentos, %

Vol.

Vol.

Vol.

86

1

60

5

0

60

2

0

30

5

0

78

4

0

72

4

0

DERECHO

0

API

18.7 19.1 20.4 18.3 20 18.7

Tipo de

Producción

Producción

Emulsión

(BBPD)

(BNPD)

920

570

1097

461

713

426

878

544

4630

1204

2892

1041

Moderada Fuerte

moderada Fuerte Fuerte Fuerte

69

68

En la Tabla 11 se puede observar que los pozos seleccionados a tratamiento

químico Antiincrustante, presentan entre 30% y 86% de agua, y un porcentaje de emulsión de moderada a fuerte, sin embargo, estos parámetros no son un factor determinante para establecer que estos pozos presentan problemas de incrustaciones minerales. 4.2.3. - Análisis de agua Los parámetros que hay que tomar especial atención a la hora de seleccionar los pozos candidatos a la aplicación de un inhibidor de incrustaciones se

S

ADO V R E S E R CHOS

presentan en la siguiente tabla:

DERE

Tabla 4 Resultados de caracterización fisicoquímico POZO

MOT-49 MGB-38 MOT-35 MGB-26 MGB-51 MGB-48

pH

Cloruros (ppm)

Alcalinidad Total (ppm CaCO3)

Dureza Soluble (ppm CaCO3)

Dureza Total(ppm CaCO3)

Oddo Tompson

Índice Stiff & Dave

8.68

3080

774

110

125

1,45

2,35

7.90

606.9

1626.9

64

127.2

1,63

2.52

8.82

2541

733

108

111

1,67

2,57

8.17

3747

1503

66

1503

1,48

2,37

8.37

1590

1637

78

82

1,66

2,55

8.10

1353

1232

80

83

1.65

2.43

Como se ha explicado anteriormente, el agua tiene una serie de compuestos que son denominados sólidos disueltos, los cuales permanecen solubles en el agua bajo unas determinadas condiciones, tales como pH, temperatura, concentración.

69

Mientras estos sólidos permanecen disueltos no existe la posibilidad de que se formen las incrustaciones. Se observa en la Tabla 12, que los análisis de agua efectuados son bastante concluyentes si se evalúa el resultado del índice de Stiff & Davis y Oddo Tompson, el cual sugiere alta tendencia a la incrustación del agua producida en el pozo. Los resultados obtenidos acusan la tendencia a la formación de incrustaciones inorgánicas, así como los antecedentes de eventos asociados a cada pozo.

4.2.4. - Pruebas de eficiencia con inhibidor de incrustaciones

S

ADO V R E S E R CHOS

Basados en los resultados anteriores, se realizaron pruebas de eficiencia con

DERE

productos químicos anti incrustantes, con la finalidad de recomendar la dosis y el producto óptimo para su posterior inyección.

Esta selección de productos se

realizaron a través de las llamadas Pruebas de Eficiencia, basados en la Norma Nace TM0374 Evaluación de Inhibidores de Incrustaciones para prevenir la precipitación de Sulfato de Calcio y Carbonato de Calcio (en sistemas de producción de gas y crudo), que no son más que un proceso a nivel de laboratorio que simula las condiciones de tratamiento del campo en estudio tanto como sea posible en una botella de vidrio, con el objetivo de determinar la efectividad de los productos químicos anti incrustante.

Para dichas pruebas fue seleccionado el

pozo MGB-38, por considerarse uno de los mas críticos, tanto por los resultados de laboratorio como por sus antecedentes de fallas, y se presentan a continuación: Tabla 5 Aplicación del producto ST-A como Inhibidor de Incrustación. POZO

MGB-38

Producto

ST-A

Dosis (ppm) Blanco (D/C)

32

Iones de calcio (ppm) 13

Blanco (A/C)

64

25

N/A

Dureza Soluble

% Eficiencia N/A

5

37

15

17

10

53

21

67

20

58

23

83

25

61

24

92

Dureza Inicial

64

70

Gráficamente puede visualizarse de la siguiente forma:

MGB-38 100

% Eficiencia

80

60

40

20

S

ADO V R E S E R CHOS

DERE

0 0

0

5

10

20

25

Dosis (ppm )

Figura 10 Eficiencia del ST-A Pozo MGB-38.

En la tabla y figura anteriores se muestran los porcentajes de eficiencia del producto químico ST-A a dosis de 5, 10, 20 y 25 ppm, para la muestra de agua del pozo MGB-38, obteniéndose porcentajes de inhibición mayores de 80% a partir de 20 ppm. Es importante resaltar que los porcentajes de eficiencia fueron calculados en base a la dureza soluble (dureza cálcica). En función de la Tabla 13 y de la Figura 33 se observa que la formación de incrustaciones minerales a nivel de laboratorio puede ser inhibida a partir de 5 ppm con el producto químico ST-A. Por lo antes expuesto, se recomienda realizar tratamiento químico con el objetivo de inhibir las incrustaciones de origen inorgánico, basados en las pruebas de eficiencia y efectividad de productos Antiincrustante, que se realizaron.

71

4.3. – Evaluación en campo 4.3.1.Evaluación de los pozos sometidos a tratamiento continuo antiincrustante Con base a los resultados obtenidos en los ensayos

realizados en el

laboratorio, se seleccionó la formulación con mayor opción de ser aplicado en los casos estudiados. El mismo se denominó ST-A, cuyo componente activo es el fosfonato. Este producto actúa como inhibidor con dosis relativamente bajas (5-25 ppm en el laboratorio), las cuales dependerán, lógicamente de las condiciones

S O D A V R E S RE de química antiincrustante en forma Para evaluar la eficiencia deO laS aplicación H C E R E D continua, se realizan mediciones mensuales de residual de fosfonato en los pozos prácticas en el campo.

con tratamiento químico actual: MGB-38, MGB-48, MGB-51, MOT-35, MOT-49, arrojando como resultados lo siguiente: Tabla 6 Valores de residuales obtenidos Punto de Muestreo

Residual de Fosfonato (ppm) Septiembre

Octubre

MGB-38

1,4

1,0

MGB-48

6,8

6,0

MGB-51

6,9

5,6

MGB-26

6,3

5,9

MOT-35

3,4

3,1

MOT-49

3,6

3,4

72

Grafica:

S

ADO V R E S E R CHOS

DERE

Figura. 11 Comportamiento de residual de fosfonato En función de los resultados obtenidos, se puede concluir: Los valores de residuales obtenidos, se encuentran entre 1 – 6 ppm; obteniéndose el mínimo valor en las muestras de agua de los pozos MGB 38 (1,4 y 1.0 ppm). Concluyendo que la eficiencia del producto ST-A es excelente cumpliendo con las especificaciones necesarias 4.4. Análisis económico Una vez analizadas las condiciones operacionales se hará una evaluación económica que tiene como objetivo fundamental la elaboración de indicadores que nos permitan conocer la factibilidad del proyecto planteado en específico. La aplicación de la inyección continua a través del

sistema de bombeo electro

sumergible genera ciertamente costos, debido a que este sistema presenta nuevas técnicas y tecnologías las cuales ameritan una inversión. Pero como toda inversión, esta puede ser retribuida a la hora de que comiencen a observarse los resultados satisfactorios que estás traen consigo.

73

4.4.1. Tratamiento continuo anti incrustante Los pozos sometidos a tratamiento continuo antiincrustante también fueron evaluados de forma técnica y económica, de la siguiente manera: Tabla 7 Costo del Tratamiento Químico Anti incrustante por pozo inyectado Producción

Producción

Dosis

Promedio

Promedio

Óptima

Costo

Costo

Mensual

Anual

(BBPD)

(BNPD)

(ppm)

( $USD)

( $USD)

1097

461

25

4

120

521

6249

544

39

5

150

651

920

570

19

3

90

325

3906

MGB-26

713

426

73

8

240

976

11717

MOT-35

4630

1204

28

20

600

2408

28901

MOT-49

2892

1041

47

21

630

2539

30464

Promedio

1855

708

38

10

366

1237

14841

POZO

MGB-38

MGB-48

878

Lts/mes

S

ADO V R E S E R CHOS

DERE

MGB-51

Lts/días

7811

Para analizar económicamente la rentabilidad del tratamiento continuo anti incrustante, a fin de saber si es atractivo para la empresa y si su implantación tiene un valor agregado para la misma, se tuvieron las siguientes premisas:  Número de Limpieza asociada a obstrucción por precipitación inorgánica promedio por pozo: 1/Año  Precio promedio de Limpieza asociada a obstrucción por precipitación inorgánica: 50.000 $USD/pozo.  Tiempo sin producción esperando Limpieza de Tubing/Línea de producción: 2 días.  Pérdida de Producción Promedio por cierre del pozo para Limpieza de Tubing/Línea de Producción: 700 BNPD.  Costo Promedio de Tratamiento Químico Antiincrustante: 14.841 $USD/Año.

74

 Precio del Petróleo: 88.07 $/Barril. Tabla 8 Análisis económico del tratamiento anti incrustante Promedio de Costo Típico de Limpieza

50.000 $USD

Tubing/Línea de Producción Número de Limpiezas después de

0

Tratamiento Anti incrustante Ahorro promedio por concepto de Limpiezas

35.159 $USD (50.000 $USD-14.841 $USD)

Tiempo sin producción esperando Limpieza

S O D A V R E S E Ahorro promedio por concepto de espera $USD (2 días * 700 BND * 88.07 SporR123.298,00 O H C E R E Limpieza deD Tubing/Línea de Producción $/Barril) 2 días

Tubing/Línea de Producción

35.159 $USD+ 123.298,00 $USD = 158.457

AHORRO TOTAL

$USD

Haciendo uso del recurso de evaluación económica de Valor Presente Neto se determino que los pozos sometidos a inyección continua antiincrustante, son factibles

para

la

aplicación

de

este

tipo

de

tratamiento

químico.

75

CONCLUSIONES

Después de haber analizado claramente el problema se puede concluir lo siguiente: 1.

Los resultados de los análisis de agua efectuados a los pozos

seleccionados para Inyección Continua de Química Anti incrustante, son bastante concluyentes si se evalúa el resultado del índice, el cual sugiere la alta tendencia a la incrustación del agua producida por el pozo. 2.

S

En las pruebas de eficiencia con el ST-A, realizadas a los pozos

ADO V R E S E R CHOS

seleccionados para Tratamiento Químico Anti incrustante, se observó que con

DERE

este producto la formación de incrustaciones minerales puede ser inhibida a partir de 5 ppm en el laboratorio, obteniéndose una eficiencia de inhibición mayor al 90%. 3.

Los resultados de residuales de fosfonato en todos los pozos evaluados

indican valores entre 1 ppm y 6 ppm, confirmando la adherencia del producto químico ST-A a lo largo de todo el sistema de producción, lo cual se traduce en una protección completa del sistema en cuanto a la formación de depósitos de carbonato de calcio. 4.

Los pozos MGB-38, MGB-51, MOT-35, MOT-49 y MGB-48 se les realizaba

un promedio de una (01) Limpieza Tubing/Líneas de Producción por año, generando los costos que éstas implican (trabajos y diferida). Desde que se inició la inyección continua de química anti incrustante (producto ST-A) no se les ha realizado ningún tipo de limpieza, lo que se traduce en un ahorro sustancial de recursos. 5.

Con la inyección continua de química anti incrustante a través de bombeo

electro sumergible, se ha obtenido menor diferida, ahorro de revisión periódica del bajante de producción y limpiezas de líneas de flujo.

76

6.

De acuerdo con el estudio económico, se determinó que es factible la

aplicación de inyección continua de química anti incrustante en los pozos seleccionados para este tipo de tratamiento.

S

DERE

ADO V R E S E R CHOS

77

RECOMENDACIONES

1. Realizar dos visitas semanales (mínimo) a cada pozo, para llevar un seguimiento en la inyección continua, dependiendo del comportamiento del sistema, para la recolección de muestras, ajuste de dosis y chequeo del sistema de inyección de química. 2. Utilizar los análisis de laboratorio para la continua verificación del tratamiento en la selección y recomendación de los productos químicos (determinación de BS&W

y Emulsión, análisis físico-químicos), manteniendo las técnicas

S

ADO V R E S E R CHOS

aplicadas en cada caso de manera de permitir las comparaciones pertinentes.

DERE

3. Monitorear constantemente las presiones del sistema: presión de cabezal, presión de casing y presión de la línea de flujo. 4. Realizar seguimiento a la operatividad del sistema de levantamiento (bombeo electro sumergible), ya que de esto dependerá la efectividad del tratamiento. 5. Certificar la producción de los pozos a los cuales se les esta aplicado el Tratamiento Químico Anti incrustante, para de esa forma garantizar la dosis optima en campo. 6. Optimizar la dosis de aplicación según la producción actual y el comportamiento de las variables estudiadas en los pozos con Inyección Continua. 7. Realizar mantenimientos periódicos de las bombas dosificadoras instaladas en los pozos sometidos a Tratamiento, con el objetivo de prevenir paros debido a problemas operacionales en la inyección del producto químicos ST-A. 8. Realizar un estudio amplio de los pozos del área, relacionando sus respectivos yacimientos, para determinar los que presenten mayor inclinación a precipitaciones de carbonato de calcio.

78

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS Barberi. Foncied (1998: El Pozo Ilustrado. Chávez, N. (2.007). Introducción a la Investigación Educativa, 4ta. Edición, Editado por los talleres de Gráfica González. Maracaibo, Zulia - Venezuela. Ing. Gustavo A. Ruiz M, de la Universidad Central del Ecuador Intevep S.A Centro de investigación y apoyo tecnológico. Filial de petróleos de Venezuela S.A Figueroa (2007). Evaluación del Daño Ocasionado por el Fluido Viscoelástico,

S O D A V R E S S RE O H Someros del Campo Orocual. Universidad de Oriente. C E R E D

Durante la Perforación de la Formación Productora las Piedras, en Pozos

Manual de completación Schulumberger. Sistema d ecompletación. Giancoli (2004). Physics. Pearson.

Nolan (2005) Synthesis of phosphorus by transeterification medisted. Ingeniería quimifica net. Anti incrustante. Manual de proceidmientos Clariants Venezuela. S.a López (2009) Evaluación del Fluido de Perforacion Lignosulfonato Semidisperso Adicionando Estabilizadores de Hoyo, Fase 17 ~ Pulgadas, En Los Pozos Sbc-350 Y Sbc-351, Campo Santa Bárbara Hernández, Fernández y Baptista (2003). Metodología de la Investigación. Venezuela. http://avias-aguassubterraneas.blogspot.com/2009/11/diseno-de-pozos-paracaptacion-de-aguas.html Pozo Ilustrado. Tomo II. (2006) Foncid.

79

S

DERE

ADO V R E S E R CHOS ANEXOS

80

Pozo MGB-38

S

ADO V R E S E R CHOS

DERE

Pozo MGB-51

81

S

ADO V R E S E R CHOS

DERE

POZO MGB-51

82

DERE

POZO MGB-26

S

ADO V R E S E R CHOS

83

S

ADO V R E S E R CHOS

DERE POZO MOT-35