problemas en pozo asociados a procesos térmicos
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UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER
Métodos de Recobro 2012
PROBLEMAS EN POZOS ASOCIADOS
A PROCESOS TÉRMICOS
OSCAR ALBERTO ESTEVEZ REAL
CRISTIAN CAMILO TABORDA ZUÑIGA
OSCAR LEONARDO MUÑOZ HERNANDEZ
PROBLEMAS EN POZOS ASOCIADOS A PROCESOS TÉRMICOS 1
METODOS DE RECOBRO
PROBLEMAS EN POZOS ASOCIADOS A PROCESOS TÉRMICOS
OSCAR ALBERTO ESTEVEZ REAL CD: 2072319
CRISTIAN CAMILO TABORDA ZUÑIGA CD: 2072364
OSCAR LEONARDO MUÑOZ HERNANDEZ CD: 2073175
GRUPO: H1
PROFESOR:
ING: JORGE MARIO PALMA BUSTAMANTE
UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER
FACULTAD DE INGENIERÍAS FÍSICO-QUIMICAS
ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
2012
PROBLEMAS EN POZOS ASOCIADOS A PROCESOS TÉRMICOS 2
CONTENIDO
1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................. 3
2. ARENAMIENTO.................................................................................................................... 3
3. DEPOSITACIÓN DE ASFÁLTENOS................................................................................. 5
4. BAJA INYECTIVIDAD .......................................................................................................... 5
5. EMULSIONES ....................................................................................................................... 6
6. FALLAS MECÁNICAS ......................................................................................................... 6
8. FUGAS DE VAPOR EN LAS LÍNEAS DEL CAMPO .................................................... 13
9. MAL ESTADO DEL MATERIAL AISLANTE ................................................................... 14
10. INYECCIÓN POR ANULAR .......................................................................................... 16
11. PROBLEMAS CON EL AGUA A INYECTAR COMO VAPOR ................................ 18
12. EQUIPO DE GENERACIÓN DE VAPOR Y FUENTE DE AGUA ........................... 20
13. DEPOSITACIÓN DE ESCAMAS (INCRUSTACIONES) .......................................... 21
14. CORROSIÓN .................................................................................................................. 23
15. CONCLUSIONES ........................................................................................................... 28
16. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................................ 29
PROBLEMAS EN POZOS ASOCIADOS A PROCESOS TÉRMICOS 3
1. INTRODUCCIÓN
La mejor solución a un problema es prevenirlo antes de su surgimiento. Aun para
asegurar la prevención de cualquier problema potencial podría requerir que el
proyecto no los pueda solucionar todos. Obviamente, uno debe balancear los
riesgos y recompensas para enfrentar un compromiso en la forma como el
proyecto es operado, siempre admitiendo prácticas prudentes de operación.
Una parte integral de muchos proyectos de recobro térmico es un sistema
automático para monitorear y manejar datos medidos, analizando datos para
indicar el estado de los pozos individualmente, pruebas de producción, alarmas de
sonido, e incluso tomar acción correctiva cuando ocurra algún mal funcionamiento.
Este tipo de sistema popularmente conocido como SCAN (Sample, Control, and
alarm network), es particularmente garantizado en proyectos teniendo un gran
número de pozos y piezas de equipos a ser vigilados.
A continuación se discutirán algunos de los más comunes problemas en los
proyectos térmicos.
2. ARENAMIENTO
La producción de arena es uno de los problemas operacionales más antiguos de
los campos de petróleo, y uno de los más comunes durante la implementación del
proceso de inyección de vapor. Esto se debe básicamente a que el proceso de
estimulación, se lleva a cabo en formaciones someras, las cuales son poco
consolidadas o muy friables. Además, la temperatura del vapor inyectado y su fase
líquida alcalina ocasiona pérdida de la resistencia de la matriz cerca de la cara del
pozo, al debilitar el material cementante de sus granos, generando de esta manera
la producción de arena junto con los fluidos producidos de la formación.
En cualquier operación, la arena traída desde el yacimiento por los fluidos
producidos puede (1) perjudicar la producción por el llenado del pozo, (2) reducir
la producción debido al funcionamiento no adecuado de las bombas de subsuelo,
(3) requiere remplazar equipos a causa de la erosión y, (4) requiere costosas
operaciones de workover.
En las operaciones térmicas, cualquier trabajo de pozo (tales como remplazo de
bombas gastadas) y workover podría requerir enfriamiento al menos en la
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inmediata vecindad de la cara del pozo. Las temperaturas reducidas pueden
resultar en una reducción temporal en la tasa de producción
Los daños producidos sobre los pistones y sobre el mismo barril son altamente
notables, saliendo rayados con fisuras de una profundidad considerable que
ayudan a que el fluido caliente por la inyección se escurra y la bomba no tenga la
eficiencia necesaria para una buena producción.
Figura 1. Pistón rayado por la arena
Fuente: Evaluación técnica de las pérdidas de calor en superficie en los pozos sometidos a
inyección cíclica de vapor- campo teca. Trabajo de grado UIS-2004.
El espacio entre el pistón y la pared interna del barril (clearance) es de 0.05mm
para fluido caliente y 0.08 para fluido frío.
Se identifican tres grados de severidad del problema de arenamiento, que a su vez conllevan a tres niveles de impacto económico. El primer nivel está dado por la baja producción de arena la cual genera desgaste del equipo y disminución de la producción para que no ocurra dicho fenómeno, causando un potencial de producción diferido. El segundo nivel ocurre con la producción mediana, en donde además del impacto producido por el primer nivel ocurre taponamiento en tuberías que ocasionan el cierre del pozo para la realización de limpiezas. El tercer nivel se da cuando la producción de arena es muy alta manifestándose en los problemas técnicos y económicos mencionados pero con el agravante de las grandes
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cavernas producidas alrededor del casing que constituyen la fuente de riesgo del colapso en este, lo cual terminaría en la pérdida del pozo.
Para la prevención de la producción de arena se utilizan mecanismos de control
tales como: reducción de las fuerzas de arrastre del fluido producido,
empaquetamiento con grava y/o utilización de "liners" ranurados. Aunque estos
son los mecanismos convencionalmente usados para intentar resolver el problema
de arenamiento de los pozos, también se han planteado otras alternativas que
involucran la utilización de químicos para estabilizar la producción de finos.
3. DEPOSITACIÓN DE ASFÁLTENOS
La depositación de asfáltenos se presenta en campos en donde el crudo
producido es de base asfáltica. Este problema ocurre como consecuencia del
aumento de temperatura generado por el vapor ya que se promueve la
vaporización de los componentes livianos del crudo y estos tienden a
desestabilizar los asfáltenos. Al desestabilizarse los asfáltenos, estos tienen a
depositarse cubriendo las superficies minerales de la formación con películas
aceitosas, ocasionando de esta manera la reducción de la permeabilidad.
Tomando como referencia el caso del campo South Tapo Canyon de California, es
posible solucionar el problema de precipitación de asfáltenos utilizando un
solvente con alto contenido de aromáticos y con un surfactante que busca cambiar
la mojabilidad en formaciones mojadas aceite.
4. BAJA INYECTIVIDAD
La inyectividad está relacionada con la cantidad de fluido que "toma o recibe" la
formación por día, a una determinada presión de operación. La inyectividad es
proporcional a la permeabilidad y porosidad del yacimiento, e inversamente
proporcional a la viscosidad de los fluidos contenidos en el medio poroso. Es decir,
en un yacimiento con baja permeabilidad y/o porosidad, muy posiblemente se
presentarán problemas de baja inyectividad. De igual manera, en un yacimiento
que contiene crudo de alta viscosidad, éste actúa como un obstáculo para que el
vapor pueda ser inyectado a la formación libremente.
En algunos casos como el de uno de los pozos estimulados del campo Los
Perales de Argentina, la presencia de fallas cercanas al pozo impiden que el vapor
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sea tomado por la formación, debido a que éstas actúan como barrearas naturales
de flujo.
Cuando la baja inyectividad es ocasionada por la alta viscosidad del fluido de la
formación, se aconseja inyectar vapor a bajas tasas de tal manera que
progresivamente se mejore la movilidad del aceite.
5. EMULSIONES
Es común que los fluidos producidos durante un proceso de inyección de vapor,
se encuentren emulsionados debido a la presencia de gran cantidad de agua
condensada en la cara del pozo, la cual se mezcla con el petróleo producido
desde la formación. Los tratamientos empleados para romper las emulsiones son:
químico, gravitacional, térmico y electrostático.
Dependiendo de que tan fuerte sea la estabilidad de la emulsión, se utilizan
combinaciones de estos tratamientos. Por ejemplo en la mayoría de los campos
en donde se produce crudo pesado por estimulación con vapor, se utiliza el
tratamiento químico en conjunto con los tratamientos térmico, electroestático y
gravitacional. La selección del tratamiento depende de la estabilidad de la
emulsión, de la efectividad del tratamiento y del costo económico del mismo.
6. FALLAS MECÁNICAS
En un proceso de inyección cíclica de vapor se pueden presentar fallas mecánicas
en el revestimiento, en la tubería de producción, en el equipo de superficie
(generador y bombas de alimentación de agua) y en el sistema de levantamiento
artificial.
6.1 Fallas De Casing Y Del Tubing
Las fallas en el revestimiento se presentan principalmente por pérdida de la
resistencia del cemento, perdiéndose así la adherencia de éste al revestimiento. Al
someter el cemento a altas temperaturas, se generan espacios vacíos entre
revestimiento y formación; estos espacios vacíos permiten que el casing se mueva
libremente por el efecto de los esfuerzos, lo que puede causar pandeo "buckling" o
el colapso de la tubería si se supera su punto de resistencia "Yield strength".
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Generalmente las fallas en el revestimiento y tubería de producción, se presentan
en aquellos pozos que fueron reacondicionados para la inyección de vapor, ya que
éstos desde un principio no fueron diseñados para procesos térmicos y su
cementación, grado de la tubería del revestimiento y de producción, no son los
adecuados para soportar los esfuerzos de tensión y compresión generados por las
altas temperaturas.
La tubería de revestimiento y de producción en el pozo puede presentar fallas
durante el desarrollo de proyectos térmicos debido a varias razones, incluyendo
(1) encorvamiento, (2) Tensión, (3) erosión, (4) corrosión, y (5) derretimiento.
Fallas tales como encorvamiento, esquilamiento y tensión usualmente ocurren
mientras los pozos calientes se están enfriando, las fallas por erosión están
relacionadas directamente con un inadecuado control de la arena.
Para detectar este tipo de fallas se bajan bloques de impresión en los pozos, como
su nombre lo indica, en ellos queda registrado el estado actual de la tubería y sirve
para dar un concepto acertado al momento de buscar soluciones apropiadas.
La inyección de vapor puede imponer tensiones graves en él casing del pozo. Si
las tensiones térmicas durante el calentamiento exceden el límite elástico (si se
supera el punto de resistencia "Yield strength) del material de el casing, la
probabilidad de falla por enfriamiento es alta .La prevención de daños en el casing
requiere reducir la temperatura de revestimiento y / o las tensiones de compresión
térmica. En nuevos completamientos esto se logra normalmente mediante la
selección de una combinación apropiada de materiales, para controlar la
temperatura del casing y la cementación del casing en tensión. En los pozos
existentes, sólo la temperatura del casing puede ser controlada.
Las fallas del casing son muy costosas de reparar, dan lugar a una disminución de
la producción y perdida de las reservas, puede dañar los pozos adyacentes y son
causantes de los reventones.
Durante la fase de inyección de vapor el casing tiende a alargarse. Puesto que se
fija en ambos extremos, la acumulación de esfuerzo de compresión se producirá
en proporción a la variación de temperatura. Si el esfuerzo de compresión no
supera el límite elástico no se producirán daños al casing. A temperaturas más
altas, las tensiones térmicas superan el límite elástico y el casing será deformado
plásticamente. El proceso de enfriamiento (durante la fase de producción o
durante reacondicionamientos (workovers)) no es reversible puesto que la
estructura del acero cambia mientras que cede. La temperatura del casing será
más alta que la temperatura del casing inicial en el punto neutro. La tendencia
para el pozo volver a la temperatura de formación provoca que el casing entre en
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tensión. La falla en el acoplamiento se producirá si la carga de tracción excede a
la resistencia de la junta durante el proceso de enfriamiento.
Efecto Pandeo o Buckling
Este efecto es causado por la distribución de dos fuerzas, una de ellas ubicada
al final de la tubería y la otra a lo largo de las paredes de esta.
La tubería que se encuentra en el piso de la torre se encorva por su propio
peso, la primera fuerza mencionada se parece a esto; y la otra fuerza se debe
a la diferencia de presión entre el interior y exterior del tubing. En definitiva el
pandeo es el encorvamiento de la tubería.
Figura 2. Efecto Pandeo o Buckling
Fuente: http://www.ingenieriadepetroleo.com/2011/07/efectos-producidos-sobre-los-packer-
por.html.
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• Efecto de Temperatura
Un aumento de la temperatura del fluido o vapor que circule a través de la tubería incrementa la longitud de la tubería ejerciendo peso sobre el packer, mientras una disminución en la temperatura del fluido disminuye la longitud de la tubería. En una tubería de gran extensión un cambio de temperatura a lo largo de la tubería puede ocasionar, contracciones o elongaciones importantes.
Figura 3. ΔL de tubería por efecto de Temperatura
Fuente: Baker Oil Tools, Tubing Movement Presentation.
Efecto De Presión Embalonamiento (Balloning)
Debe entenderse que las causas del embalonamiento son producidos por
cambios en la presión en el tubing o anular, mas no por el diferencial de
presión.
Un aumento de presión en el tubing ocasiona un ensanchamiento de la tubería
lo que reduce la longitud de la sarta produciendo una tensión sobre está,
cuando la presión en el tubing es inferior a la presión en el anular se reduce el
diámetro del tubing produciendo un estrechamiento de la tubería induciendo
peso sobre el packer.
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Figura 4. ΔL de tubería por efecto de Embalonamiento
Fuente: http://www.ingenieriadepetroleo.com/2011/07/efectos-producidos-sobre-los-packer-
por.html.
En el caso de fallas en la tubería de producción, éstas se presentan cuando el
grado del "tubing" no tiene una resistencia a los esfuerzos, lo suficientemente
alta para soportar la dilatación y restauración del tubo con los cambios de
temperatura presentes durante un ciclo de inyección. Las figuras 5-6-7,
muestran fotografías de un tubing colapsado, rotura casing; en el que los
esfuerzos a los que estuvo sometido fueron tan grandes que generaron un
daño tan severo como el aplastamiento y ruptura de la tubería.
6.2 Fallas En El equipo De Superficie (Generador Y Bombas De
Alimentación De Agua).
Las fallas mecánicas en el generador de vapor se deben principalmente a la
depositación de escamas, las cuales ocasionan corrosión en el equipo. También
se pueden llegar a presentar fallas en el sistema de generación de vapor por las
siguientes causas: bajo suministro del agua de alimento, aumento o disminución
excesiva de la temperatura o presión y problemas en el suministro de aire o
combustible.
Los problemas reportados con la bomba de subsuelo están ligados a la producción
de arena de la formación, ya que ésta se deposita dentro de la bomba
ocasionando que el pistón y las válvulas sufran abrasión, lo que hace necesario un
servicio a pozo para el cambio de estos elementos.
Otro caso que se ha reportado en relación con las bombas de subsuelo de varilla,
ha sido la disminución en la eficiencia de las mismas debido a la reducción de su
capacidad de producir los fluidos, ya sea por bajo nivel de fluido o por bloqueo por
gas. Este problema se ha resuelto mejorando los requerimientos de bombeo
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mecánico o en última instancia cambiando el mecanismo de bomba de subsuelo
por otro, como por ejemplo, a levantamiento con gas lift
El daño causado a los casing debido a la inyección de vapor pueden ser
evitadas mediante:
-Permitir la expansión del casing con el fin de evitar esfuerzos compresivos
-Seleccionar un grado de casing que pueda soportar mayor estrés inducido por
la temperatura
-Limitar la temperatura máxima. En caso de uso de casing grado N80 la
temperatura máxima recomendable de inyección es de 550°F, estos factores
de resistencia a temperatura se dan por límite máximo de elongación.
Figura 5. Rotura del Casing
Fuente: Evaluación técnica de las pérdidas de calor en superficie en los pozos sometidos a
inyección cíclica de vapor- campo teca. Trabajo de grado UIS-2004.
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Figura 6. Falla de revestimiento de 13 3/8” por estallido debido a
expansión térmica de fluidos atrapados
Fuente: Análisis de la deformación y el colapso de la tubería de revestimiento en los campos
del Piedemonte llanero operados por BP. Trabajo De Grado UIS-2008.
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Figura 7. Tubería de producción recuperada debido a falla por corrosión
de los fluidos de producción y posterior colapso
Fuente: Análisis de la deformación y el colapso de la tubería de revestimiento en los campos del Piedemonte llanero operados por BP. Trabajo De Grado UIS-2008.
8. FUGAS DE VAPOR EN LAS LÍNEAS DEL CAMPO
Debido a las altas presiones que se manejan en el sistema de vapor, ayudado en algunos casos del mal estado de las válvulas de seguridad de los Manitoles, se presentan con frecuencia fugas de vapor a lo largo del campo, incrementando así las perdidas de calor en superficie, y que perjudica directamente la calidad final en la cabeza del pozo, presentándose una expansión térmica en la zona de fuga.
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Figura 8. Fugas de Vapor en el campo
Fuente: Evaluación técnica de las pérdidas de calor en superficie en los pozos sometidos a
inyección cíclica de vapor- campo teca. Trabajo de grado UIS-2004.
9. MAL ESTADO DEL MATERIAL AISLANTE
Alrededor del campo, se encuentran tramos de tubería de vapor en los cuales se nota una falta total o parcial del material aislante (lana de fibra de vidrio), esto debido a que la lamina de aluminio que lo recubre y protege es frecuentemente blanco de robos por parte de habitantes de la zona para ser vendido como material reciclable.
Este problema afecta la operación directamente, pues al no haber aislante las perdidas de calor aumentan considerablemente, sumándose a otros factores que van en contra de la buena calidad del vapor en la cabeza del pozo.
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Figura 9. Mal estado del material aislante
Fuente: Evaluación técnica de las pérdidas de calor en superficie en los pozos sometidos a
inyección cíclica de vapor- campo teca. Trabajo de grado UIS-2004.
A continuación se muestra tuberías para inyección de vapor en estado óptimo. Figura 10. Líneas de vapor en buen estado
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10. INYECCIÓN POR ANULAR
Este tema genera polémica a la hora de manejar la inyección del vapor a los
pozos, son muchos los factores que entran en la discusión, se presenta a nivel
tanto técnica como económica.
Desde el punto de vista de costos, el cual se constituye según los encargados de
tomar este tipo de decisiones en el mas importante, hacer la inyección por el
anular y no por Tubing representa un ahorro para la empresa ya que se evita
realizar el servicio de acondicionamiento a vapor por parte del equipo varillero que
consiste en extraer temporalmente la sarta de producción del pozo, trabajo que
toma aproximadamente 4 a 5 horas.
Caso contrario cuando se decide inyectar por anular, pues la operación a realizar
es llevada cabo por la cuadrilla (capataz y 4 obreros) del campo y consiste es
realizar la conexión en la cabeza del pozo hacia la línea de vapor por medio de un
arreglo especial o by-pass en cabeza de pozo.
Figura 11. Conexión de vapor por anular
Fuente: Evaluación técnica de las pérdidas de calor en superficie en los pozos sometidos a
inyección cíclica de vapor- campo teca. Trabajo de grado UIS-2004.
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Este tipo de inyección, tiene varios puntos en contra.
Al ser mayor el área por la cual el vapor se esta transportando dentro del pozo, así
mismo las perdidas de calor aumentan proporcionalmente. A causa de las altas
presiones que se manejan, ocurre que cuando el vapor llega al liner ranurado y se
esta distribuyendo por la formación, esta presión y el vapor ya condensado, corroe
las ranuras, haciéndolas mas grandes y permitiendo en algunos casos el paso de
la grava del empaquetamiento hacia la bomba causando daños en el sistema de
producción (barril y pistón), causando fisuras mucho mas pronunciadas que las
ocurridas debido a la arena.
Figura 12. Pistones rayados por grava de empaquetamiento
Fuente: Evaluación técnica de las pérdidas de calor en superficie en los pozos sometidos a
inyección cíclica de vapor- campo teca. Trabajo de grado UIS-2004.
PROBLEMAS EN POZOS ASOCIADOS A PROCESOS TÉRMICOS 18
A pesar de los mejores resultados en producción y cuidado del sistema de
producción entre otros que muestra la inyección por tubing, se insiste
constantemente en seguir inyectando por el anular, la discusión técnica y
financiera continúa.
11. PROBLEMAS CON EL AGUA A INYECTAR COMO VAPOR
El agua a utilizar para proyectos de inyección de vapor debe
contener una cantidad muy pequeña de iones de dureza y oxígeno. La
corrosión debe ser controlada en varios lugares.
El agua usada en procesos de inyección ya sea a temperatura ambiente,
calentada o como vapor, contiene cierta cantidad de sales disueltas; si hablamos
de agua de fuentes hídricas superficiales puede ser de entre 500 y 1000 partes
por millón [ppm] y la salinidad del agua de producción es de aproximadamente
2300 ppm.
La solubilidad de un soluto determinado en agua depende de la temperatura, en
donde usualmente al aumentar esta, aumenta la cantidad de soluto máximo
soluble en agua.
Figura 13: “Solubilidad Vs Temperatura”
Fuente: Wikipedia.
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Cabe aclarar que el agua solo tiene capacidad de disolver sólidos o compuestos,
mientras se encuentra en forma líquida, en caso que el agua sea calentada hasta
el punto en el que esta empieza a evaporarse, la concentración de iones y sales
disueltas aumentará en el agua que todavía permanece en estado liquido, lo que
puede llegar a causar una sobresaturación de sales. Causando la decantación de
estas. Usualmente están presentes iones de hierro, carbonatos, calcio, magnesio
y silicatos; los cuales crean cristales muy pequeños que se unen y se precipitan
formando depósitos sólidos, estos forman estructuras cada vez más grandes.
Estos compuestos generados después de la decantación se pueden localizar en
los equipos de superficie como pueden ser; el generador y las tuberías de
inyección, entre otros. Los efectos de estas decantaciones causan; precipitaciones
de carbonatos, corrosión, taponamiento parcial o total, de la tubería y filtros.
Propiedades que afectan el agua a inyectar un proyecto de inyección de
vapor:
Color, Olor y Sabor: Estas propiedades son originadas por impurezas de índole
orgánico e inorgánico como cuerpos sólidos o líquidos en suspensión, materiales
colorantes, bacterias, gases disueltos (O2, H2S y CO2), sales minerales y
materiales coloidales. De esta manera, la proporción de estos agentes
contaminantes determinan el proceso de tratamiento físico o químico que se le
haga al agua empleada para producir el vapor que será inyectado.
Alcalinidad: El agua posee una alcalinidad determinada dependiendo del origen,
tal que un pH no adecuado originará problemas de incrustaciones y corrosión
tanto en las partes del generador como en las que componen el pozo.
Niveles de pH imprecisos pueden llegar a ocasionar problemas de sensibilidad en
las arcillas. Tener un pH inadecuado, causa que el generador reciba aguas ácidas
y de esta manera llegar a corroer los serpentines.
Dureza: Los niveles de dureza están usualmente asociados con la tendencia del
agua a formar o no incrustaciones. La dureza se reporta en términos de libras de
impureza por millón de libras de agua e involucra la presencia de elementos como
Calcio, Magnesio, Estroncio y Bario principalmente, los cuales serán removidos
por mecanismos de intercambio iónico.
PROBLEMAS EN POZOS ASOCIADOS A PROCESOS TÉRMICOS 20
Las características del agua que sale hacía los generadores deben cumplir con los
siguientes parámetros:
Fuente: Evaluación técnica de las pérdidas de calor en superficie en los pozos sometidos a
inyección cíclica de vapor- campo teca. Trabajo de grado UIS-2004.
12. EQUIPO DE GENERACIÓN DE VAPOR Y FUENTE DE AGUA
El análisis típico de varias fuentes de agua usadas en la generación de vapor es
presentado en la figura 14-1. La dureza de estas aguas varía entre 50 ppm y 480
ppm. También, el contenido de sílice y algo de otros constituyentes varía
considerablemente. Este tipo de agua puede ser tratada adecuadamente para
producir vapor en 80 % en calidad.
Los iones de dureza, el oxigeno, y los sólidos suspendidos que son perjudiciales
para una satisfactoria operación de el suavizante, pues causan depósitos en el
generador deben ser retirados.
La figura 14-2 muestra un diagrama de flujo de un proceso típico de tratamiento de
agua. Un suavizante es necesario, y preferiblemente el suavizante primario debe
ser respaldado con un suavizante refinado. Si el sistema suavizante no reduce la
dureza para una baja concentración, podría ser necesario la inyección de un
agente quelante para mantener los iones de dureza en solución.
Se deben tomar medidas para alimentar a un captador de oxigeno, si el oxigeno
esta presente en la fuente de agua o si se filtra dentro del sistema.
Oxígeno disuelto 0 ppm
Sólidos disueltos 200 ppm
Dureza 0 ppm.
Hierro Menos de 0.1 mg/lt
pH Entre 7.0 y 7.5
Cloruros 80 ppm
Sílice 25 ppm
PROBLEMAS EN POZOS ASOCIADOS A PROCESOS TÉRMICOS 21
13. DEPOSITACIÓN DE ESCAMAS (INCRUSTACIONES)
Las incrustaciones se forman cuando los iones de hierro, calcio, magnesio,
carbonato y silicato presentes en la fase líquida del vapor, sobrepasan el límite de
solubilidad que tiene el agua para mantenerlos en solución, lo que genera que
estos se unan y se precipiten formando depósitos sólidos en forma de clusters o
racimos, que irán uniéndose y formando un cristal (partícula microscópica). Estos
cristales crecen y forman estructuras más grandes que al unirse llegan a formar
las costras o incrustaciones, las cuales se adhieren a la estructura que las
contiene y pueden ser apreciadas a simple vista.
Los compuestos precipitados son el carbonato de calcio (CaC03) y el hidróxido de
magnesio Mg(OH)2, los cuales se localizan desde los equipos de superficie, como
el generador y tuberías de inyección del vapor, hasta el fondo del hueco, tubería
de producción (cuando se inyecta el vapor por la tubería de producción) y orificios
de las perforaciones en la cara de la formación. Las consecuencias de la
precipitación de estos carbonatos son la corrosión y el taponamiento de las
tuberías y filtros.
La manera de evitar la formación de incrustaciones, es llevar un buen control en el
tratamiento del agua, verificando que las concentraciones de los cationes de
hierro, calcio y magnesio, estén siendo reducidos a la concentración mínima
permitida para la generación del vapor. Sin embargo, cuando es inevitable la
formación de escamas, tratamientos químicos son utilizados para su inhibición y
remoción.
En operaciones de un agua suavizada, hay muchas fallas por evitar. Una de estas
primeras cosas que deben ser tratadas es la filtración de iones de dureza a través
de la cama intercambiadora de iones. Esto puede causar una precipitación
inmediata de calcio y sales de magnesio, dando como resultado formación de
escamas. Estas escamas reducen la transferencia de calor y causan fallas en la
tubería debido al sobrecalentamiento. El grado de filtrado que puede ser tolerado
sin causar escamas ha sido discutido en trabajos previos. El dato, tal como se
público, indica que alrededor de 450°F, 5 ppm de CaCO3 es soluble en agua
destilada.
Si este dato es valido y el agua esta para ser concentrada 5 veces y 80 % de
vapor producido, entonces sería posible tener un filtrado de dureza tan grande
como 1ppm. Según pruebas de laboratorio y de campo en un estudio, se indica
que la solubilidad del carbonato de calcio en agua potable, tal como estas
muestran en la figura 14-1, es dependiente del agua específica involucrada. En
una parte del agua, solo 0.25 ppm de filtrado de dureza puede ser tolerado. Tanto
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como 1 ppm pueden ser tolerados en otra cantidad del agua. Las pruebas de
campo de dicho estudio, se realizaron permitiendo cantidades variables de filtrado
de dureza a el generador de vapor, y la dureza residual en el efluente líquido
procedente del generador de vapor se midió. La solubilidad de dureza se encontró
que varía de acuerdo con el agua específica de alimentación y no podía ser
colocado en una categoría "regla general”.
La cantidad de filtrado de dureza que es tolerada debe ser determinada por una
parte de agua especifica de alimentación.
Muchas veces, se hace la pregunta, “¿Porque la perdida de dureza a través de
una cama de resina? “. La figura 14-3 muestra como el filtrado de dureza
comúnmente puede ocurrir durante un ciclo de ablandamiento. Si la resina no es
enjuagada a fondo después de la regeneración, iones de magnesio y calcio
quedan en el fondo del suavizante y entran en el generador de vapor por un corto
periodo de tiempo después de la regeneración.
El aumento de la dureza en el fin del ciclo es porque la capacidad de intercambio
de la resina ha sido alcanzada. La regeneración insuficiente, debida al mal
funcionamiento durante el salado, es una razón común para que esta ocurra
prematuramente. Experiencias de campo han indicado que los ciclos de
regeneración deberían ser ajustados, puesto que no más del 80% de la
capacidad de diseño de la cama de resina es usada, con todos los equipos
operando propiamente.
Intentar operar de 90 a 95 % de la capacidad de diseño, deja poco factor de
seguridad, y es una pobre elección económica. El uso de un suavizante pulido
para atrapar algunos filtrados de dureza del suavizante primario, provee un factor
adicional de seguridad, y es el mejor acercamiento en algún caso.
Hay muchas otras posibles causas de filtrado de dureza. Por ejemplo, el petróleo
y materia orgánica puede cubrir las partículas de resina causando una reducción
en la capacidad de intercambio y un prematuro avance de dureza.
El taponamiento y la compactación pueden causar “canalización” para permitir la
variable filtración de dureza en todo el ciclo del servicio. La compactación también
puede causar el rompimiento de la resina, el cual resultara en pérdidas de resina
durante el retro lavado. Sales de hierro suspendidas son otra causa común del
ensuciamiento y taponamiento en la cama de resina. Hay maneras para aliviar
tales problemas. Uno puede usar un bactericida donde la bacteria es el
problema. Compuestos que liberan cloro ayudan a remover lodos bacterianos.
Alta tasa de retro lavado quitan los sólidos sueltos de las camas sucias. El
hidrosulfito sódico es útil para la limpieza de las camas sucias por hierro. Cada
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una de estas acciones correctivas, por supuesto, tiene una cierta cantidad de
gasto y problemas asociada con él.
Uno de los más importantes requerimientos en un proyecto de operar un
generador de vapor es el monitoreo de la operación del suavizante. Esto es
imperativo que el operador de la unidad de generación de vapor sabe si el agua
dura está alimentando a el generador de vapor .Las escamas pueden estar
depositadas en muy pocas horas, si el filtrado de dureza permite que se
produzca. Un adecuado programa de prueba debe ser seguido en orden para
detectar tales problemas rápidamente. La frecuencia con que la dureza debe ser
medida es dependiente de la planta física. Sin embargo, un mínimo de una
prueba por día de dureza es imperativo. La mejor propuesta es monitorear la
dureza continuamente con un instrumento recolector, el cual automáticamente
regenera el suavizante en caso de un nivel excesivo de dureza.
14. CORROSIÓN
Otro importante aspecto del manejo de agua para inyección de vapor consiste
en la remoción de oxigeno. En muchos casos, relativamente el agua libre de
oxigeno es obtenida, pero esta es aireada inadvertidamente a través de una
manipulación inapropiada. Los pasos que pueden ser tomados para eliminar la
innecesaria absorción de oxígeno incluye el uso de los empacadores para sellar
los pozos de agua, protección de tanques de almacenamiento de gas , tubería
sumergida en la entrada a los tanques de almacenamiento, y un mantenimiento
adecuado de presión en la parte de succión de las bombas. Cuando el agua esta
inevitablemente saturada de agua, puede ser económico utilizar un desaireador, si
grandes cantidades de volumen de agua son procesados a través de una planta
central.
La posibilidad de reducir el contenido de oxigeno del agua por extracción de gas
natural no debería ser pasado por alto. En muchas instancias, donde los
generadores estarán en uso por muchos años. Esta técnica de remoción de
oxigeno es valida, si el gas puede ser usado como combustible después de que a
este se le ha extraído el oxigeno de el agua.
El oxigeno debe también ser monitoreado. Esto es imperativo saber si la filtración
de oxigeno está ocurriendo. En muchos casos, el operador de el generador de
vapor no se da cuenta que el oxígeno se está filtrando, probablemente en la
sección de carga de la bomba, y el necesita algún método de detección de
oxigeno. Varios monitoreos que pueden ser usados están disponibles y ofrecen
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muy buenas posibilidades para detectar algo de oxigeno que se puede filtrar
dentro del sistema. Obviamente, un monitoreo de 24 horas por día es mucho
mejor que tomar muestras periódicamente.
Tal vez el mejor monitoreo disponible es un instrumento de medición de la rata de
corrosión instantánea. Este instrumento no solo detecta filtración de oxigeno
dentro del sistema, sino que también provee una medida directa de la rata de
corrosión.
Mucho se ha dicho acerca de la corrosión del condensado en el equipo generador
de vapor.
Aunque todo el mundo se da cuenta de que el bajo pH de condensado de vapor,
sin duda, provocará la corrosión, esto debe ser recordado que a través de cada
generador de vapor, el alto pH de la fase agua que es llevado a través de el
generador neutralizara cualquier pH bajo-condensado que entra en contacto.
Si por alguna razón esta fase de líquido caustico es removido del sistema,
entonces la corrosión del condensado puede ocurrir en las líneas de inyección
de vapor o inyección de pozos. Bajo estas circunstancias, habrá una real y
verdadera necesidad para la inhibición de la fase vapor. Si la Inspección de las
líneas de campo en cabeza no revela corrosión de condensado, la inhibición no
es necesaria.
Aunque la corrosión ocurre en un generador de vapor en la ausencia de oxigeno,
este corto termino (ratas-relaciones) no son consideradas excesivas. La corrosión
es uniforme, y la relación decrece con el tiempo. Cabe señalar que la razón de
corrosión es más alta antes de la producción de vapor. Como el agua es
calentada, usualmente en una sección prehervidora, la relación de corrosión es
más probable que sea más alta en esta parte que cuando esta en 50 a 80 %, del
agua vaporizada.
Hay considerable interés en la posibilidad de usar agua producida conteniendo
altas concentraciones de cloruros como una fuente de generación de vapor.
Datos de laboratorio indican que el contenido de cloruro del agua no debería ser
un serio perjuicio para la generación de vapor siempre y cuando el pH del agua se
mantenga bastante caustico. Por supuesto, la "limpieza" de agua producida será
más costosa que el agua potable. El uso del agua producida para propósitos de
generación de vapor no es limitado debido a problemas de control de corrosión,
sin embargo:
De lo que antecede, esto podría ser concluido que el tratamiento y manejo del
agua calentada es entonces simple, sin problemas, o que no han ocurrido fallas.
PROBLEMAS EN POZOS ASOCIADOS A PROCESOS TÉRMICOS 25
Esto no es cierto. El mal funcionamiento de suavizantes ha causado escamas en
generadores que dan lugar a fallas en los tubos debido al sobrecalentamiento.
FIGURA 14-1: Análisis típico de agua de alimentación.
Fuente: Paper handling water treating problems in steam injection projects, SPE 1265.
FIGURA 14-2: Diagrama de flujo Tratamiento del agua
Fuente: Evaluación técnica de las pérdidas de calor en superficie en los pozos sometidos a
inyección cíclica de vapor- campo teca. Trabajo de grado UIS-2004.
PROBLEMAS EN POZOS ASOCIADOS A PROCESOS TÉRMICOS 26
FIGURA 14-3: Análisis típico de agua de alimentación.
Fuente: Paper handling water treating problems in steam injection projects, SPE 1265
En la figura 15: Se presenta un resumen de la frecuencia con la que se presentan
algunos de los problemas operacionales antes señalados en los casos reportados
en la literatura. Como se puede observar, los problemas que más se reportan son:
la producción de arena y las fallas mecánicas.
Fuente: DEISY, González & SAMUEL, Muñoz & WILSON, Barrios & DIANA, Mercado, Problemas
operacionales frecuentes durante procesos de inyección cíclica de vapor.
En la siguiente tabla, se presentan los casos más significativos en los cuales se
han presentado problemas operacionales durante la inyección cíclica de vapor.
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AñO CAMPO UBICACIÓN PROBLEMAS OPERACIONALES
1963 South Tapo Canyon
USA - Daño de la formación en la zona Fourth Sespe: hinchamiento de arcillas y de finos no
arcillosos. - Producción de finos de formación.
- Baja inyectividad.
1964 Cold Lake Canadá - Producción de arena.
- Migración de finos.
1964 Huntington Beach
USA - Producción de arena. - Fallas en el casing de pozos antiguos que no habían sido diseñados para inyección de
vapor.
1964 Santa Bárbara Venezuela - Emulsiones.
- Producción de Arena.
1965 Cat Canyon USA - Fallas en el casing. - Depositación de escamas y asfáltenos.
- Emulsiones. - Problemas en las bombas utilizadas para el
levantamiento del fluido producido.
1971 Lagunillas Venezuela - Dificultades para cambiar las válvulas de gas lift después de la inyección, ya que a
éstas se les adhería una costra de silicato de sodio (NaSi02), el cual era utilizado como
aislante térmico Casing-Tubing. - En operaciones de workover se tuvo
problemas al recuperar el empaque térmico y se tuvo que usar herramienta de pesca, esto
se asocia al silicato de sodio.
1982 Kuwait Kuwait - Levantamiento de la cabeza del pozo en 6 pulgadas.
- Escape del vapor hacia el anular casing- tubing.
1984 Moloacan México Fallas mecánicas debido a la comunicación del vapor con el espacio anular casing-tubing.
1985 Athabasca Canadá - Producción de arena. - Dificultades con el levantamiento y manejo
de los fluidos producidos.
1986 Marmul Omán - Producción de arena.
1999 Los Perales Argentina - Problemas con las preventoras (BOP'S). - Bajo Leak-Off (baja inyectividad de la
formación).
Fuente: DEISY, González & SAMUEL, Muñoz & WILSON, Barrios & DIANA, Mercado, Problemas
operacionales frecuentes durante procesos de inyección cíclica de vapor.
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15. CONCLUSIONES
La identificación, estudio y solución de los diferentes problemas
operacionales presentes durante los procesos térmicos está sujeta al
conocimiento adecuado del desarrollo del proyecto en un determinado
yacimiento.
El conocimiento de las diferentes experiencias de campo en donde se han
presentado y solucionado o controlado problemas operacionales durante la
inyección de vapor, permiten establecer estrategias claras para la
prevención y tratamiento de éstos en el desarrollo de futuros proyectos de
recuperación.
El problema operacional más frecuente durante la inyección cíclica de vapor
es la falla mecánica de los equipos debido a las condiciones extremas de
presión y temperatura a las que son sometidos.
La falta y el deterioro del material aislante en grandes tramos de la tubería
que conduce el vapor a los pozos, es un factor causante de las pérdidas de
calor en superficie en un campo.
El mal estado de las válvulas del sistema de vapor, dará lugar a muchas y
considerables fugas, incidiendo directamente en las perdidas de calor,
presión, temperatura y calidad.
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16. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
1. MICHAEL, Prats Thermal recovery, Society of petroleum engineers, New York
1986.
2. DEISY, González & SAMUEL, Muñoz & WILSON, Barrios & DIANA, Mercado,
Problemas operacionales frecuentes durante procesos de inyección cíclica de
vapor.
3. WEINAUG, Thermal recovery processes, Published by the society of petroleum
engineers of AIME.
4. Al-Qabandi, Salman, Al-Shatti, Younis and Gopalakrishnan, P. Commercial
Heavy Oil Recovery by Cyclic Steam Stimulation in Kuwait. SPE 30288
presented at the International Heavy Oil Symposium, Calgary, Alberto, Cañada
(June 19-21, 1995).
5. Maharaj, G., Petrotrin Thermal Well Casing Failure Analysis. SPE 36143.
6. Ospina, Johan Alberto. Evaluación Técnica de las Pérdidas de Calor en
Superficie en los Pozos Sometidos a Inyección Cíclica de Vapor-Campo Teca.
Proyecto de Grado, Universidad Industrial de Santander. Bucaramanga (2004).
7. Ochoa V. Oscar Nicolás. Análisis de la deformación y el colapso de la tubería
de revestimiento en los campos del Piedemonte llanero operados por BP.
Proyecto de Grado, Universidad Industrial de Santander. Bucaramanga (2008).