Aplicación de la inyección de reactivos espumantes para un pozo de gas.Guillermo Gutiérrez Melo, Marco Antonio Olvera Bucio, César Rangel Juárez.Facultad de Ingeniería. Universidad Nacional Autónoma de México, 2013.

Este documento fue preparado para su entrega el 21 de noviembre de 2013 por alumnos de la clase de Sistemas Artificiales de Producción

ResumenConforme el gasto de los pozos se disminuye, la carga de líquido presente en el pozo se pro-duce y reduce el flujo de gas. Entre los diver-sos métodos de extracción artificial para la eli-minación de líquido, la inyección de espuman-tes es uno de los métodos más económicos y ampliamente utilizados. El proceso de inyec-ción de espumas en pozos de gas es diferente de las aplicaciones de espuma que se utilizan en el fluido de perforación y en el fluido de fracturamiento. La espuma para la inyección en un pozo de gas se genera por el flujo de gas en el tubing. El líquido se acumula en la película delgada de espuma y la zona fronteri-za del contacto, lo que reduce la densidad total del fluido generando que el flujo del líquido se dé a una velocidad menor con respecto al flujo de gas. En este proceso de formación de es-puma, una difusión dinámica de surfactante a la interfaz está involucrada. La superficie diná-mica y las propiedades elásticas de la espuma son parámetros muy importantes para el éxito en la inyección. En este documento, se men-cionan las principales características de los espumantes y sus aplicaciones

Introducción

La demanda de gas natural como una fuente de hidrocarburo limpio ha crecido en todo el mundo. La producción anual de gas natural incluido el gas de esquisto en 2012 es 24 trillo-nes de pies cúbicos. Conforme se extrae gas natural, las presiones del yacimiento declinan, dando como resultado que las tasas de flujo de

gas se vean reducidas. Los pozos de gas nor-malmente tienen agua asociada. El agua se acumula en el pozo mientras la tasa de flujo de gas se reduce. La velocidad del gas mínima es necesaria para el transporte de líquido en un pozo de gas. La producción de gas se reducirá o se detiene con la acumulación de agua en el pozo. Varios métodos se pueden utilizar para resolver tales disminuciones de la producción de gas por acumulación de agua. Intermitentes interrupciones periódicas de la producción de gas permiten que la formación aumente tem-poralmente la presión dentro del pozo en la fase de cierre. Esta presión acumulada propor-ciona que la velocidad del gas sea suficiente para descargar los líquidos del pozo cuando este se abre. Esto continúa hasta que las velo-cidades de los gases reales disminuyen por debajo de las velocidades críticas en las que se produce la carga. Los métodos mecánicos tales como la bomba de elevación artificial y las cadenas de velocidad pueden ser utiliza-dos. Los métodos químicos con espuma tam-bién pueden ser utilizados. La inyección de espumantes es un método eficaz común y de bajo costo para mantener la producción. Los agentes espumantes líquidos convierten el líquido en el pozo en espuma provocando que se reduzca la presión hidrostática del fondo del pozo y el aumento de la descarga de salmuera desde el pozo. La formación de espuma por los agentes tensioactivos conlleva una reduc-ción de la densidad del líquido ya que el fluido queda atrapado en la película delgada de la espuma, o crea gotas más pequeñas de liqui-

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do por la disminución de la tensión superficial de la interfase aire-agua.

En este trabajo se analizaran los diferentes tipos de espumantes para su aplicación en pozos de gas, así como su rentabilidad aplica-da a un campo petrolero con problemas de entrada de agua, aumentando la producción de gas y reduciendo así los costos asociados a diferentes métodos de levantamiento artificial.

CARACTERISTICAS DE LOS ESPUMANTES

Estos productos contienen surfactantes no iónicos y estabilizadores de espuma. Los ingredientes del espumante mejoraran el volumen de la espuma y les da una mayor estabilidad.Debe considerarse que para ambos casos (es decir agua/condensado, los cuales se encuen-tran contenidos en los pozos) estos productos localizan el agua para poder reaccionar; esto es muy importante ya que de no contener agua el pozo, el producto no reacciona y puede pro-ducir espuma arrastrando el condensado al fluir en forma ascendente.

En el caso de los espumantes líquidos, estos se inyectan en el fondo del pozo a través de una tubería capilar, su volumen de desplaza-miento es mayor y más eficiente, por lo tanto, la actividad de la producción incrementa debi-do a que los pozos pasan de un estatus de no producir a un flujo continuo o intermitente.

ESPUMANTES SOLIDOS

Barras Espumantes

Ultra Max(Agua y cantidades moderadas de Condensado)

Es un surfactante de alta espuma capaz de hacer espuma en altos niveles de salmuera. Son usados principalmente en reparaciones menores de pozo para aligerar la columna de

agua. Funciona para porcentajes de condensa-do menores al 75%.

Fig. 1. Barra espumante Ultra Max

Blue Max

Esta barra contiene un activo surfactante de alta capacidad, para pequeñas cantidades de condensado. Son usados primordialmente en pozos con un porcentaje de condensado ma-yor al 75%

Se disuelve en tiempos que van de 40 a 120 minutos.

Su punto de derretimiento es de 130oF

La tasa de caída es de 100ft por minuto

Fig. 2. Barra espumante Blue Max

White Max

La White Max contiene un activo altamente espumoso, capaz de formar una espuma a altos niveles de salmuera y pequeñas cantida-des de agua.

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Produce 3 veces más espuma que otras barras

Fig. 3. Barra espumante White Max

E-Max

La barra E-Max contiene un agente surfactante tensioactivo capaz de crear espuma en agua simple o agua sin contenidos de sal. El gel de tensioactivo está encerrado en un tubo de car-tón que debe ser eliminado para la aplicación. Para los pozos con más del 75 por ciento de condensado, se recomienda utilizar el stick Max Oil.

Se disuelve en tiempos de 40 a 120 minutos

Su punto de disolución es de 115°F

Produce dos veces más rápido espuma que otras barras en el mercado.

Fig. 4. Barra espumante E-Max

Método de Inyección

Para los agentes líquidos se necesita de la implementación de un sistema llamado “inyec-ción capilar de espumantes”.

Permite maximizar la producción y reducir el costo de levantamiento mediante la inyección de espumantes líquidos de una manera preci-sa y con una alta seguridad en cualquier parte del pozo.

Fig. 5. Equipo de inyección

Se introduce dentro de la tubería de produc-ción con un pistón viajero que se desplaza hasta el intervalo productor o dependiendo de la profundidad donde se tenga certeza de la afluencia de agua. En ese instante se coloca un motor en la superficie que proporcionara la energía para poder inyectar el espumante lí-quido dentro de la formación.

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Fig. 6. Tanques de almacenamiento para espu-mantes líquidos.

Sus ventajas son:

Reduce intervenciones del pozo causadas por corrosión, parafinas e incrustaciones.

No requiere un tratamiento de baches o largos tiempos de cierre.

Bajos costos en la colocación exacta del químico y en la medición del producto.

Se instala fácilmente en solo 3 horas.

Provee ajustes en el volumen del químico para diferentes tasas de producción.

Aumento sustancialmente del doble mediante este sistema

APLICACIÓN DE BARRAS SOLIDAS

Para la aplicación de las barras espumantes existen dos métodos:

Manualmente: Se hace directamente abriendo la tubería de producción. El ingeniero a cargo del pozo se encarga de medir el volumen de extracción de

gasto, así como la introducción de la barra en el pozo y haciendo las mediciones antes y después de la aplicación de la barra espumante.

Automatizado: El sistema automatizado de lanzador de barras espumantes es un diseño relativamente simple. Las cámaras de metal están conectadas a una válvula, que configurada adecuadamente puede descargar las barras espumantes en intervalos previamente programados en lapsos de tiempo determinados. Los cilindros neumáticos abren y cierran las válvulas. El sistema cuenta con una batería que se carga por medio de celdas solares y requiere menos mano de obra para su reparación o un cambio en la batería, si es necesario. Este tipo de sistema puede ser controlado en el lugar de operación o a distancia desde la comodidad de una oficina.

Fig.7. Equipo automatizado para inyección de ba-rras espumantes.

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Fig. 8. Equipo automatizado a larga distancia.

VENTAJAS

Se pueden inyectar múltiples barras espumantes al día o a la semana.

Descarga continua de fluidos en los pozos.

Rentabilidad en el sistema.

Puede ser colocado en cualquier pozo.

No necesita de gas para que funcione el sistema

Es uno de los sistemas artificiales más baratos en el mercado.

La caja de control puede ser usada como control intermitente.

LIMITES PRACTICOS DEL LAS BARRAS

Limites de ProfundidadNo hay una limitación en cuanto a profundidad en el uso de las barras a excepción de la tem-peratura.

Limites de TamañoLas barras de espuma son hechas de un diá-metro mínimo de 5/8” y 10” de longitud. Las barras más largas son de 2 in de diámetro para uso exclusivo en el casing.

Limites de PresiónLas barras de espumante son inmunes a incre-mentos de presión y deben ser usados en apli-caciones de alta presión.

Limites de Temperatura.Las barras espumantes deben ser compradas para altas temperaturas de disolución y vice-versa. Usando surfactantes a extremas tempe-raturas, puede causar la degeneración de los componentes químicos usados en la manufac-turación del espumante.

Empacado y ManejoUna barra típica de espuma es un surfactante líquido en una mezcla de químicos con textura similar a la cera. El último tipo de barra se co-noce como barra de “cascara de papel”. Este agente tensioactivo está contenido en una cás-cara de papel soluble en agua. La cáscara de papel permanece limpia y evita pérdidas debi-das a la rotura.

Fig. 9. Controlador automático

Límites de FrecuenciaEn cuanto a los pozos de bajo gasto; los sur-factantes sólidos bajarán de 5% a 20% las ta-sas necesarias para producir el pozo después

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de que se cumplan otras variables. Un pozo más débil o un pozo cargado puede ser cerra-do durante un período prolongado para au-mentar la tasa de flujo y con ello descargar el líquido de la tubería. Para los pozos con mayor producción, la tasa máxima de flujo a la que una barra espumante aumentara la producción es de aproximadamente 400 MPCD en el tu-bing de 2-3/8 y aproximadamente 600 MPCD en el tubing de 2-7/8. Cuando un pozo fluye por encima de estos casos, el pozo debe ser cerrado entre 5 y 10 minutos para permitir que la barra espumante caiga en la columna de agua.

CAPEX

El método más fácil de introducir barras espu-mantes en el pozo es por una disposición de de válvulas de bola en una escotilla, es decir, dos válvulas de bola por encima de la tapa del árbol y separados por 18" de tubería con un costo de alrededor de $600 dólares (Datos en el año 2007). Un método más caro es el em-pleo de un lanzador automático de barras, sin embargo el costo se ve aumentado en diez veces, comparándolo con el lanzador conven-cional. El gasto extra se puede justificar si se tiene como resultado un aumento de la produc-ción.

OPEX

El costo mayor en la deshidratación de un pozo de gas con agentes tensioactivos sólidos es el gasto de la barras espumantes. Las ba-rras espumantes tienen un precio que oscila entre $5 y $10 USD dependiendo de las formu-laciones. Las compras en mayor cantidad o volumen del producto ayudan a reducir el cos-to por barra. Una reducción adicional en los gastos de operación se puede realizar median-te la reducción de la inyección simultánea de barras en el pozo.

Caso de aplicación

Para probar la eficiencia de los reactivos espu-mantes se analizan 5 campos productores de gas en el yacimiento Loma La Lata y a los cua-les se les inyecto un agente espumante del tipo CY8760.

a) Objetivos del Tratamiento:

• Ensayar la tecnología de capilar en 5 pozos productores de gas del yacimiento Loma La Lata.

• Recomponer la pelicula protectora contra la corrosión en la superficie interior de la sarta de producción de dichos pozos.

b) Características de los pozos:

Profundidad promedio: 3000 metros. Tubería de producción: Tubing

telescópico, Diámetros desde 4 ½” hasta 2 ⅞”.

Producción promedio de gas: 150000 Std. m3/d.

Presión estática promedio de fondo: 120 Kg/cm2 (11,77 x 106 Pa).

Máxima Temperatura del yacimiento: 100°C.

c) Características del tratamiento y del equipamiento empleado:

Capilar: DSS2205 OD ⅜” x 0,049” de pared.

Velocidad de bajada: 100 – 150 Ft/min (30,48 – 45,72 m/min).

Velocidad de subida: 90 – 120 Ft/min (27,43 – 36,57 m/min).

Tipo de cabeza Inyectora: de cadena. Caudal de bombeo del Producto

Químico: 3 - 6 L/min. Tipo de Bomba: Triplex. Volumen de producto puro por pozo: 90

– 120 L. Volumen Total de tratamiento por pozo:

300 – 500 litros.

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Tiempo Total por tratamiento: 4 – 5 horas.

Procedimiento Operativo:

1. Bajar el Capilar centralizado dentro del Tu-bing de producción hasta la profundidad de-seada (normalmente, el empacador).

2. Llenar el capilar con el producto químico a dosificar (CY8760) durante la carrera descen-dente.

3. Bombear durante la carrera ascendente el producto inhibidor de corrosión a través de una boquilla dispersora especialmente diseñada para lograr un efecto de niebla, facilitando así la formación de la película protectora del inhibi-dor de corrosión sobre la superficie de la sarta del tubing de producción.

4. Aproximadamente 500 metros antes de lle-gar a boca de pozo, iniciar el desplazamiento del capilar con un solvente adecuado (conden-sado) para la limpieza y preservación del capi-larRESULTADOS

Entre los logros obtenidos se cree conveniente resaltar lo siguiente:

• Se trataron exitosamente los 5 pozos selec-cionados como parte del proyecto piloto (ensa-yo), manteniéndolos en producción mientras se realizaba el bacheo con el producto CY8760.• 45 días después de realizadas las aplicacio-nes de inhibidor de corrosión los 5 pozos man-tenían concentraciones de hierro (asociadas al proceso corrosivo) controladas en niveles igua-les o inferiores a los resultantes de tratamien-tos convencionales con cepillo.

CONCLUSIONES

El uso de agentes espumantes resulta una herramienta muy eficiente para aumentar de una manera eficiente el gasto en pozos que

con el paso del tiempo han disminuido su pro-ducción. En el análisis pragmático y sintetizado de los espumantes recae su excelente fiabili-dad a la hora de ser inyectados o introducidos en el pozo para una mejor extracción de gas en pozos con altos cortes de agua. Se debe seleccionar el tipo de espumante a usar de acuerdo a las características intrínsecas que predominan en el pozo. También se debe to-mar en cuenta los lineamientos especificados por el fabricante acerca de las capacidades del espumante para obtener los mejores resulta-dos. Agrandes rasgos se puede decir que este método de producción resulta muy eficiente y económico, debido a que los precios del pro-ducto son muy bajos y a largo plazo ofrecen

MESOGRAFÍA

Empresa de reactivos espumantes “ J&J Solutions”.http://www.jandjsolutionsllc.com/

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