UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

TESIS PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO EN

PETRÓLEOS

“LIMPIEZA DE PARAFINAS Y ASFÁLTENOS DE LOS EQUIPOS DE

BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE (ESP) EN OPERACIONES PARA

MEJORAR LA PRODUCCIÓN”

AUTOR:

DORIAN FABRICIO COLOMA BUCHELI

DIRECTOR DE TESIS:

ING. PATRICIO IZURIETA

QUITO, ABRIL 2012

DERECHOS DE AUTOR

© Universidad Tecnológica Equinoccial.2011

Reservados todos los derechos de reproducción

DECLARACIÓN

Yo DORIAN FABRICIO COLOMA BUCHELI, declaro que el trabajo aquí

descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para

ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de

Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional

vigente.

___________________________________

DORIAN FABRICIO COLOMA BUCHELI

C.I. 180340455-5

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “LIMPIEZA DE

PARAFINAS Y ASFÁLTENOS DE LOS EQUIPOS DE BOMBEO ELECTRO

SUMERGIBLE (ESP) EN OPERACIONES PARA MEJORAR LA

PRODUCCIÓN”, que, para aspirar al título de TECNÓLOGO DE

PETRÓLEOS, fue desarrollado por DORIAN FABRICIO COLOMA

BUCHELI, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la

Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de

Trabajos de Titulaciónartículos18 y 25.

_________________________

Ing. Patricio Izurieta

DIRECTOR DE TESIS

C. I. 050018507-9

CARTA DE LA INSTITUCIÓN

AGRADECIMIENTO

Agradezco a mi DIOS por estar siempre a mi lado y darme la oportunidad de

salir adelante en la vida, en los momentos difíciles siempre estuvo junto a

mí.

A la universidad Tecnológica Equinoccial, por contribuir a mí desarrollo

profesional.

Al Ing. Jorge Viteri Decano de la Facultad de Ciencias de la Ingeniería, por

brindarme la oportunidad de vivir mis sueños.

Al Ing. Bolívar Haro Sub Decano de la Facultad y a todos los profesores

quienes supieron impartirme sus conocimientos, gracias.

Al Ing. Patricio Izurieta por ayudarme con sus conocimientos en la

elaboración de mi tesis, gracias.

Agradezco a mis padres, por brindarme un hogar, ayudarme a encontrar el

norte de mi vida y ser un gran apoyo para mí en todo momento.

Agradecer al maestro y amigo Ing. Marco Corrales Palma por brindarme su

tiempo y experiencia para poder terminar este trabajo.

Dorian Coloma

DEDICATORIA

Esta tesis está dedicada a mis padres, a quienes debo todo lo que soy y por

enseñarme desde pequeño a luchar para alcanzar mis metas. Mi triunfo es el

de ellos, sin el apoyo de ellos no hubiese podido hacer realidad este sueño.

A mis hermanos y hermanas que de una u otra manera siempre estuvieron

en aquellos momentos difíciles.

Dorian Coloma

i

ÍNDICE DEL CONTENIDO

PÁGINA

RESUMEN x

ABSTRACT xii

CAPÍTULO I 1

INTRODUCCIÓN 1

1.1 PROBLEMA 1

1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1

1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 2

1.3.1 OBJETIVO GENERAL 2

1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 2

1.4 IMPORTANCIA Y JUSTIFICACIÓN 2

1.5 IDEA A DEFENDER 3

CAPÍTULO II 4

2.1 MARCO DE REFERENCIA 4

2.1.1 MARCO TEÓRICO 4

2.1.2 DEPÓSITO DE LAS ESCALAS ORGÁNICAS 4

2.1.3 MARCO CONCEPTUAL 4

CAPÍTULO III 13

PARTE TEÓRICA 13

3.1 EFECTO DE LOS MECANISMOS DE EMPUJE PRESENTES EN EL

YACIMIENTO 13

3.1.1 YACIMIENTOS CON EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN 13

3.1.2 YACIMIENTOS CON EMPUJE POR CAPA DE GAS 15

3.1.3 YACIM. CON EMPUJE POR SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL 16

3.1.4 YACIMIENTO CON EMPUJE POR AGUA 17

ii

3.1.5 YACIMIENTOS CON EMPUJE POR COMPACTACIÓN 18

3.1.6 CONCEPTOS GENERALES INGENIERÍA DE YACIMIENTOS 19

3.1.6.1 PETRÓLEO 19

3.2 ACTIVIDADES DE LA INGENIERÍA DE PETRÓLEOS 19

3.2.1 OPERACIONES DE PERFORACIÓN Y PRODUCCIÓN 19

3.2.2 INGENIERÍA DE YACIMIENTOS 19

3.9 RESERVORIO HIDROCARBURIFERO 20

3.9.1 PROPIEDADES DEL RESERVORIO 20

3.10 EL PETRÓLEO EN EL SUBSUELO 21

3.10.1 TRAMPAS 21

3.11 YACIMIENTO 21

3.11.1 YACIMIENTO ESTRATIGRÁFICO 21

3.11.2 YACIMIENTOS ESTRUCTURALES 21

3.11.3 DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS EN EL YACIMIENTO 22

3.11.4 MIGRACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS 22

3.11.5 CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS 22

3.11.5.1 Yacimientos subsaturados 23

3.11.5.1.1 Punto crítico 23

3.11.5.2 Yacimiento de condensado de gas 24

3.11.5.3 Punto cricondetermico 24

3.11.5.4 Condensación retrógrada de gas 24

3.11.5.5 Yacimiento de gas 25

3.11.5.6 Yacimientos saturados 25

3.12 FACTORES QUE INFLUYEN EN EL TIEMPO DE VIDA DE UN

EQUIPO BES 25

3.12.1 FACTORES COMUNES QUE AFECTAN LA VIDA OPERATIVA

DE LAS BES 26

3.12.2 ADECUADO DIMENSIONAMIENTO 27

3.12.3 SOLUCIONES PARA UN DIMENSIONAMIENTO CORRECTO 27

3.12.4 ALTA TEMPERATURA 27

3.12.5 SOLUCIONES PARA ALTAS TEMPERATURAS 28

iii

3.12.6 GAS LIBRE 28

3.12.7 SOLUCIONES A LOS POZOS GASEOSOS 29

3.12.8 VISCOSIDAD 29

3.12.8.1 Soluciones para la viscosidad 30

3.12.9 CORROSIÓN 30

3.12.9.1 Soluciones para la corrosión 31

3.12.10 ABRASIÓN POR ARENA 31

3.12.11 SOLUCIONES PARA LA PRODUCCIÓN DE ARENA 32

3.12.12 MATERIAL EXTRAÑO 32

3.12.13 SOLUCIONES PARA EVITAR EL MATERIAL EXTRAÑO 33

3.12.14 DEPOSICIÓN 33

3.12.14.1 Soluciones a la deposición 33

3.12.15 FALLAS ELÉCTRICAS 34

3.12.16 PRACTICAS OPERATIVAS 34

CAPÍTULO IV 35

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS 35

4.1 COMO DETECTAR LA EXISTENCIA DE LA PARAFINA 36

4.2 ÁREAS DONDE OCURRE LA DEPOSITACIÓN DE LA PARAFINA 36

4.2.1 EN PERFORACIONES DE LA FORMACIÓN PRODUCTORA 36

4.2.2 TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN Y COMPLETACIONES DE

LEVANTAMIENTO ARTIFICIALES 36

4.2.3 LÍNEAS 37

4.2.4 TANQUES 37

4.3 DEPOSICIÓN DE ESCALAS ORGÁNICAS 38

4.3.1 LAS CAUSAS PARA EL DAÑO ORGÁNICO 38

4.3.2 MÉTODOS PARA CONTROL 39

4.4 VERIFICACIÓN DE LA PARAFINA 39

4.4.1 PRUEBAS DE CENTRIFUGA 39

4.5 TRATAMIENTO QUÍMICO DE PARAFINAS 40

iv

4.6 PRODUCTOS QUÍMICOS PARA EL TRATAMIENTO 41

4.7 PRUEBA DE CAMPO PARA PARAFINAS 43

4.8 PRUEBA PARA INHIBIDORES DE PARAFINAS 43

4.8.1PUNTO DE FLUIDEZ 43

4.9 POUR POINT 43

4.9.1 PROPÓSITO 44

4.10 PRUEBA 44

4.10.1 PROCEDIMIENTO 44

4.10.1.1 Teoría 44

4.10.1.2 Equipo 44

4.11 PROCEDIMIENTO 45

4.12 COULD POINT 46

4.12.1 PROPÓSITO 46

4.12.2 TEORÍA 46

4.12.3 EQUIPO 46

4.12.4 PROCEDIMIENTO 46

4.13 HOT FLASK 46

4.13.1 PROPÓSITO 46

4.13.2 TEORÍA: 46

4.13.3 EQUIPO: 47

4.13.4 PROCEDIMIENTO 47

4.14 PRUEBA DE SOLVENCIA DE PARAFINA 48

4.15 APLICACIÓN EN TRATAMIENTOS DE REACONDICIONAMIENTO 48

4.16 RAZONES PARA APLICAR UN PROGRAMA DE PARAFINAS 49

4.17 OBJETIVO DEL TRATAMIENTO 50

4.17.1 COMPATIBILIDAD 50

4.17.2 PRUEBAS DE CAMPO 50

4.17.3 APLICACIONES 51

4.17.3.1 Conseguir el producto apropiado 51

4.17.3.2 Tiempo de contacto 51

v

4.17.3.3 Dosis del producto 51

4.17.3.4 Para el análisis 51

4.17.3.4.1 Formaciones / perforaciones 51

4.17.3.4.2 Tubería de producción 52

4.18 EL PROPÓSITO DEL PROGRAMA DE LIMPIEZA 52

4.18.1 REMOCIÓN DE PARAFINAS 53

4.19 DIAGRAMA – COMPLETACIÓN DEL POZO AUCA 92 55

CAPÍTULO V 63

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 63

5.1 CONCLUSIONES 63

5.2 RECOMENDACIONES 65

BIBLIOGRAFÍA 67

ANEXOS 68

vi

ÍNDICE DE FIGURAS

PÁGINA

FIGURA 1. Clasificación del yacimiento en Base al Diagrama de Fases 23

FIGURA 2. Diagrama de faces de petróleo 24

FIGURA 3. Bomba Electro sumergible 26

FIGURA 4. Etapa NPSH 29

FIGURA 5. Etapa taponada por fluido viscoso - (Curva de la Bomba) 30

FIGURA 6. Etapa taponada por arena 31

FIGURA 7. Etapa taponada por arena 32

FIGURA 8. Etapa llena de desechos 33

FIGURA 9. Laboratorio de BJ Services 35

FIGURA 10. Químicos para limpieza 49

FIGURA 11. Midiendo el químico Paravan 57

FIGURA 12. Unidad de Coiled Tubbing 59

FIGURA 13. Unidad de bombeo 59

vii

ÍNDICE DE TABLAS

PÁGINA

TABLA 1. Componentes del Petróleo 35

TABLA 2. Razones para aplicar un programa de parafinas 50

TABLA 3. Producción del Pozo Auca 53

TABLA 4. Productos para Tratamientos de Parafina 54

TABLA 5. Químicos 58

TABLA 6. Productos Químicos 60

TABLA 7. Equipo BES con problemas de parafinas 61

TABLA 8. Equipo luego de la remoción de las parafinas 62

viii

ÍNDICE DE ECUACIONES

PÁGINA

ECUACIÓN 1. Eficiencia de la recuperación en yacimientos 14

ECUACIÓN 2. Eficiencia de recuperación para yacimientos 17

ix

ÍNDICE DE ANEXOS

PÁGINA

ANEXO 1. Hinhibidores 68

ANEXO 2. Cabezal de pozo 69

x

RESUMEN

Este trabajo enfoca al conocimiento para crear soluciones a los problemas

que se presentan en el pozo Auca 92 que tiene una completación con

Bomba electro sumergible y presenta perdidas de eficiencia por la presencia

de las parafinas y los asfáltenos. Por lo tanto, es necesario ofrecer opciones

de solución a este problema y, una de las mejores alternativas es la

remoción química.

Mi interés es el dar solución a la producción de petróleo; para ello, en este

trabajo se describe los componentes donde ocurre la depositación de la

parafina. En segundo lugar, se expondrá sobre los compuestos químicos

requeridos y que son recomendados por las empresas de servicios para la

remoción de la parafina y los asfáltenos y los efectos devastadores en el

contorno del pozo.

Las causas para el daño orgánico insoluble en ácido, son: (a) El enfriamiento

termodinámico donde los fluidos de formación llegan al punto de rocío con

insuficiente temperatura de fondo; (b) el uso de fluidos de perforación a base

de hidrocarburos alifáticos. Pueden producir precipitación de asfáltenos; (c)

los filtrados de alto potencial de hidrógeno (Ph) pueden alterar el electrolito

de doble ligadura que estabiliza a los asfáltenos; (d) las salmueras con alto

contenido de cloro pueden producir ramificación de parafinas y asfáltenos.

Bajo las condiciones de presión, temperatura y composición del crudo, la

parafina permanece en solución, pero a medida que esta es bombeada por

la bomba electro sumergible, el crudo se dirige a la superficie, disminuyendo

la solubilidad de la parafina, debido al cambio de temperatura; su punto de

escurrimiento sube y continua así hasta el límite de la capacidad de solución

del crudo; cuando el crudo se enfría más bajo que el punto de fusión de la

parafina, esta se cristaliza y forma una cera sólida; este cambio ocurre a una

xi

temperatura aproximada de 124 ºF , aunque puede variar con amplitud en

otros yacimientos.

En tercer lugar se mencionarán los equipos para la operación, las técnicas

de empleadas por las compañías de servicios para evaluar en el laboratorio

la depositación de las parafinas.

Finalmente, se ofrece un ejemplo práctico de cómo se ejecuta una operación

para el tratamiento de las parafina y asfáltenos.

xii

ABSTRACT

This work focuses on the knowledge to create solutions to the problems that

occur in well Auca 92 has a completion with electro submersible pump which

presents loss of efficiency for the presence of the paraffin and asphalt.

Therefore, it is necessary to offer options of solution to this problem, and one

of the best alternatives is the chemical removal.

My interest is to give solution to the production of oil; to do so; this work

describes the components where the deposition of paraffin occurs. Secondly,

will be on the required chemical compounds and which are recommended by

pumping services companies for the removal of paraffin and asphaltens and

the devastating effects in the shape of the well.

The reasons for the acid-insoluble organic damage are: (a) the

thermodynamic cooling where the formation fluids reach with insufficient

temperature dew point; (b) the use of drilling based on aliphatic hydrocarbon

fluids. They can produce precipitation of asphalt; (c) filtering of high potential

of hydrogen (Ph) can alter the electrolyte of double ligation that stabilizes to

asphalt; (d) the brine with high chlorine content can produce branching of

paraffin and asphalten.

Under conditions of pressure, temperature and composition of crude oil,

paraffin remains in solution, but as this is pumped by the electro submersible

pump, oil is directed to the surface, decreasing the solubility of paraffin, due

to the change of temperature; the point of runoff rises and continuous as well

to limit the ability of solution of oil; as oil cools lower than the melting point of

paraffin, it crystallizes and forms a solid wax; This change occurs to an

approximate temperature of 124 ° F, though it can vary widely in other pay

zones.

xiii

Third mention equipment for the operation, the techniques employed by the

service companies to assess the deposition of the paraffin in the lab.

Finally, it offers a practical example of how running an operation for the

treatment of both paraffin and asphalten.

1. INTRODUCCIÓN

1

CAPÍTULO I

INTRODUCCIÓN

Los problemas en la bombas (BES) por el depósito de parafinas y finos en

fondo del pozo por el arrastre de las partículas en los fluidos desplazantes

generan un cambio en el diámetro de los álabes de los impulsores de la

bombas, por lo que merece una limpieza con soluciones químicas de modo

que mejore la eficiencia de la bomba BES.

A las concentraciones de soluciones con Paraban, se agregan JP1, Xileno

en las proporciones necesarias para obtener las concentraciones

adecuadas, además se agrega surfactante, y otros productos químicos

para controlar los problemas de deposición de parafinas.

1.1 PROBLEMA

La parafina en algunos pozos productores de petróleo del área de Auca de

EP Petroecuador afecta la eficiencia del sistema de levantamiento artificial

electro-sumergible, obstruyendo o taponando los álabes de los impulsores

por donde se mueve el fluido del pozo; consecuentemente el bombeo del

fluido se ve reducido en volumen como también en la presión que genera la

bomba.

1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Al momento de producir el fluido del pozo existe una baja en la eficiencia del

sistema BES, ocasionando daños en los elementos que componen el

sistema, y en especial al motor, por la resistencia al giro de los impulsores

de la bomba, dando como resultado paradas por sobrecarga del motor,

pérdidas de producción y consecuentemente incremento en los costos de

producción.

2

1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.3.1 OBJETIVO GENERAL

Prescribir las posibles soluciones para el control y limpieza de las parafinas y

asfáltenos en las bombas electro-sumergibles en los pozos de

Petroproducción, con el uso de tecnologías prácticas para mejorar su

eficiencia.

1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Analizar el efecto causado por la acumulación de parafinas y asfáltenos

en los componentes del sistema BES.

• Proponer cuál de los métodos usados para minimizar los daños en las

bombas electro sumergibles por bombeo de fluido que contiene

parafinas.

• Desarrollar el programa de Limpieza de parafinas en el pozo.

• Pronosticar el resultado del tratamiento de forma tal que se pueda tomar

una decisión en el aspecto económico.

• Evaluar el resultado del tratamiento de limpieza química en la bomba

electro sumergible BES del pozo Auca 92.

1.4 IMPORTANCIA Y JUSTIFICACIÓN

El estudio se intenta plantear soluciones para mejorar la vida útil de la BES,

manteniendo la producción, evitando trabajos de reacondicionamiento y por

ende, disminuyendo los costos de producción del petróleo.

Con el desarrollo de la industria petrolera, las empresas de servicios

disponen de líneas de investigación para generar soluciones a los problemas

que se presentan en pozo; mediante análisis de laboratorio y modelos

matemáticos, aplicados a las muestras para realizar procesos de estudio

3

científicos; al profundizar los conocimientos básicos de la tecnología y los

conceptos formales; aplicándolos a las operaciones y situaciones prácticas,

se podrá encontrar soluciones a los problemas ocasionados en el pozo.

El resultado del problema presentado en el pozo y del diseño del programa

de limpieza, tiene una aplicación concreta y puede mostrar resultados a los

problemas ocasionados en el pozo, permitiendo la medición de la eficacia

del tratamiento.

La efectividad del programa tratamiento de parafinas en el pozo Auca 92,

se basara en la selección apropiada del producto, su técnica de aplicación y

su análisis económico.

1.5 IDEA A DEFENDER

La producción de parafinas en algunos pozos productores disminuye la

eficiencia en el sistema de levantamiento artificial BES, ocasionando

problemas operativos con las consecuentes pérdidas de producción e

incrementando los costos de producción, sin embargo con una inmediata

acción se puede restaurar al equipo y la producción bombeada la solución

química adecuada recomendada por una compañía de servicios.

2. MARCO DE REFERENCIA

4

CAPÍTULO II

2.1 MARCO DE REFERENCIA

2.1.1 MARCO TEÓRICO

2.1.2 DEPÓSITO DE LAS ESCALAS ORGÁNICAS

Los llamados depósitos de parafina son mezclas de hidrocarburos saturados

de alto peso molecular; normalmente consiste de la mezcla de hidrocarburos

saturados de alto peso molecular; de cadenas largas y ramificadas, resinas y

materiales asfálticos. Su consistencia está entre blandos y pegajosos a duros

y quebradizos, son generalmente de color negro a colores más claros.

2.1.3 MARCO CONCEPTUAL

API

(American Petroleum Institute) Institución estadounidense de la industria

petrolera. Fundada en 1920, la API es la organización de mayor autoridad

normativa de los equipos de perforación y de producción petrolera. Publica

códigos que se aplican para todas estas materias. Patrocina también

divisiones de transporte, refinación y mercadeo.

Arena productiva

Capa de arena o arenisca donde se encuentra acumulación de

hidrocarburos, a profundidades superiores a los 5.000 pies en el Oriente

Ecuatoriano.

BAPD o BAD

Barriles de agua producidos por día.

5

Barril

Unidad de medida de volumen para petróleo y derivados; equivale a 42

galones americanos o 158.98 litros medidos a 60 grados Fahrenheit (15.5

centígrados) y a nivel del mar.

Barriles de petróleo diario

Medida y abreviatura usual para indicar el volumen de petróleo neto,

expresado en barriles, producido en 24 horas por un pozo, cuenca,

yacimiento, etc.

Barriles por día de operación

Barriles diarios de petróleo bruto o neto producidos por un pozo o

yacimiento.

Batch

Es una concentración alta de químico en un periodo corto.

Biocida

Químico que elimina o mata una gran variedad de bacterias presentes en

cualquier sustancia solida liquida o gas. Se inyecta biocida al petróleo.

Bomba

Máquina que aumenta la presión sobre un líquido y de este modo lo hace

subir a mayores niveles o lo obliga a circular. La bomba alternante tiene un

pistón que produce acción recíproca en un cilindro, gracias a una válvula de

succión y una de descarga.

6

Bomba booster

Bomba que incrementa la presión hidrostática en un recipiente, a valores

mayores, que son necesarios para la operación de una segunda bomba

colocada en serie.

Bombeo

Acción de elevar o impulsar los hidrocarburos del yacimiento a la superficie

por medios artificiales. En transporte de hidrocarburos significa enviar por

oleoductos los fluidos impulsados por bombas.

BPPD o BPD

Barriles de petróleo producidos por día.

Corrosión

Proceso de reacciones químicas o electroquímicas que destruye el metal. El

conocido estrato de herrumbre que recubre el acero, es el producto más

común de corrosión.

Demulsificante

Químico compuesto de varios productos que rompe la mezcla de agua

salada y el petróleo; permite el agrupamiento de las gotas pequeñas y la

decantación de las iotas grandes.

Diferencial de presión

Diferencia de presión entre la entrada y salida de un equipo o proceso;

normalmente la presión de entrada es menor a la salida.

7

Dispersantes

Químico surfactante que disminuye la tensión superficial del agua y

mantiene en estado de suspensión a los sólidos orgánicos o inorgánicos,

para evitar la precipitación de los mismos.

Emulsión

Es una mezcla estable de dos o más líquidos inmiscibles que se mantienen

en suspensión gracias a la presencia de pequeñas cantidades de

compuestos llamados emulsionantes.

Emulsión de agua en petróleo

Emulsión de agua en petróleo, no separados.

Emulsión de petróleo en agua

Emulsión de petróleo en agua, no separados.

Escala

Sólidos formados por la mezcla de carbonatos de calcio y magnesio.

Filtración

Es el proceso de separación de sólidos en suspensión mediante el uso de un

filtro. Se utiliza para preparar las aguas residuales para tratamientos

posteriores o para su reutilización directa.

8

Pitting

Huecos pequeños que se originan por la acción corrosiva de ciertos agentes

como bacterias, en general gases en soluciones liquidas, ácido sulfhídrico o

carbónico.

Porosidad

Porcentaje del volumen total de una roca, constituido por espacios vacíos

que representa su porosidad absoluta. La porosidad efectiva es el volumen

total de los espacios porosos, interconectados de manera que permiten el

paso de fluidos a través de ellos.

Ppm

Partes por millón, forma de expresar pequeñas concentraciones; ejemplo:

100 ppm de Biocida es equivalente a 100 litros de Biocida en un millón de

litros de agua.

Sedimentación

Es la separación por gravedad de partículas suspendidas más pesadas que

el agua en el seno de la misma. Es una de las operaciones unitarias de

amplia aplicación en el tratamiento de aguas residuales. Los tanques de

sedimentación se diseñan para producir un efluente clarificado y un lodo

concentrado.

Separación sólido-liquido

Es un grupo simple y relativamente barato de procesos de tratamiento de

flujo residuales, diseñados para separar físicamente los componentes

sólidos y líquidos de los flujos residuales.

9

Estas técnicas son usadas para eliminar los sólidos suspendidos y

sedimentables de los líquidos de desecho previo a su descarga o para su

tratamiento posterior. El proceso no separará sólidos disueltos á menos que

vaya precedido de un proceso de precipitación. Los principales tipos de

separación Sólidos-líquido son: sedimentación, flotación, filtración y

centrifugación.

Separador de producción

Equipo que se utiliza en los procesos de producción, procesamiento y

tratamiento de los hidrocarburos para disgregar la mezcla en sus

componentes básicos, petróleo y gas. Adicionalmente, el recipiente permite

aislar los hidrocarburos de otros componentes indeseables como la arena y

el agua.

Sólidos disueltos

Son los materiales que permanecen en el agua disueltos en forma iónica.

Estos materiales quedan como residuo luego de la evaporación del agua.

Son el resultado de la acción solvente de agua sobre los sólidos. Son de

naturaleza orgánica o inorgánica.

Sólidos suspendidos

Son partículas finas no sedimentables de algún sólido contenido en un

líquido o gas. Las partículas son la fase dispersa mientras que el medio es la

fase continua. En la industria el medio de suspensión es, usualmente, el

agua residual de la planta y los sólidos suspendidos son una medida de la

cantidad total de los sólidos separados por filtración de una muestra de agua

residual. Son sustancias de naturaleza orgánica o inorgánica.

10

Sólidos totales

Es la suma de los sólidos en suspensión y sólidos disueltos.

Tubería de revestimiento superficial

La primera columna de tubería para entubar un pozo. Su principal función es

la de proteger las arenas de agua dulce y proporcionar una ancla para el

equipo preventor de reventones. La longitud varía en diferentes zonas, de

unas pocas decenas de metros hasta más de mil metros.

Pozo de desarrollo

Es el pozo que se perfora en un campo petrolero con el propósito de realizar

la explotación de sus yacimientos.

Pozo exploratorio

Aquel que se perfora para verificar las posibles acumulaciones de

hidrocarburos entrampados en una estructura detectada por estudios

geológicos y geofísicos.

Pozo inyector

Aquel que se perfora o acondiciona para inyectar un fluido a fin de confinarlo

o para implementar procesos de recuperación mejorada de hidrocarburos.

Reacondicionamiento de pozos

Son trabajos destinados a mejorar la producción de un pozo. Pueden ser

trabajos de reparación de la completación de un pozo o trabajos a la

formación tales como estimulaciones, acidificaciones, fracturamientos, etc.

11

Revestimiento

Proceso por el que se procede a introducir en el hoyo de perforación, tubería

de acero que se atornilla por piezas y sirve para evitar el desplome de las

paredes, permitiendo una buena marcha en la perforación de un pozo.

FUNDAMENTOS HIDRÁULICOS GENERALES

Conceptos generales para comprender algunos de los fenómenos que se

producen en la operación y en el diseño de las bombas electro sumergibles

(BES).

Densidad

Se entiende por el producto del peso por unidad de volumen de una

sustancia. Por ejemplo la densidad del agua es de 8.328 lb/gl o 62.4 lb/pie3.

La densidad es inversamente proporcional a la temperatura, es decir, si esta

sube, la densidad disminuye, porque el volumen aumenta con la

temperatura.

Gradiente de presión

Es la presión ejercida por un fluido por cada pie de peso de fluido. El agua

fresca o dulce ejerce una presión gradiente de 0.433 psi / ft. La gradiente de

presión del agua fresca o dulce es la que se toma como referencia para el

diseño del sistema de bombeo eléctrico. Por lo tanto, una columna de agua

de 50 pies ejercería una presión de 21.65 psi (50 pie * 0.433 psi / pie). Para

incrementar la presión en un psi se requiere 2.31 pies de incremento en la

profundidad.

12

Gravedad específica

Es la relación de la densidad o peso específico de un fluido, para la densidad

de un fluido estándar. En los líquidos, el agua es el material de referencia a

una temperatura de 60 ºF. Para los gases es el aire a condiciones estándar.

La gravedad específica de un crudo se determina empleando el termo-

hidrómetro, es decir, se mide los grados API y la temperatura del líquido.

Este valor se lo denomina gravedad observada y se la debe corregir a 60 ºF

mediante tablas de corrección. Con el valor de la densidad API podemos

obtener la gravedad específica. Diez grados API corresponden a una

gravedad específica de 1 que es el caso del agua.

Viscosidad

Es una medida de la resistencia interna que tienen los líquidos y gases para

fluir libremente dentro de una tubería. En el caso de los líquidos presentan

mayor resistencia que los gases. Entre líquidos debemos diferenciar la

densidad con la viscosidad; por ejemplo, el agua tiene una densidad de 62.4

lb/ pie 3 y una viscosidad de 1 centiPoise a 60 ºF., un petróleo de 30º API

tendrá una densidad de 54.64 lb / pie 3 y una viscosidad de 10 centiPoise.

Como se puede apreciar, a pesar de ser más liviano el petróleo, tiene una

mayor resistencia al flujo en una tubería.

La viscosidad es inversamente proporcional a la temperatura, es decir, a

mayor temperatura, menor viscosidad porque disminuye la resistencia al flujo

al destruirse las fuerzas de cohesión.

3. PARTE TEÓRICA

13

CAPÍTULO III

PARTE TEÓRICA

3.1 EFECTO DE LOS MECANISMOS DE EMPUJE PRESENTES

EN EL YACIMIENTO

Los hidrocarburos son producidos a través de pozos y suelen aprovechar el

efecto de los mecanismos de empuje presentes en el yacimiento. Antes de

iniciar la explotación, los fluidos se encuentran confinados a altas presiones

y temperaturas.

Cuando se perfora un pozo, se crea un diferencial que permite la expansión

del sistema roca-fluidos, lo cual empuja a los hidrocarburos hacia la

superficie.

A medida que la producción continúa el yacimiento va perdiendo energía,

hasta que llega el momento en que se requieren inversiones económicas

adicionales para mantener su producción a través de nuevos mecanismos.

Los proyectos posibles incluyen la implantación de procesos de recuperación

secundaria y/o mejorada, el uso de sistemas artificiales de producción para

llevar el aceite del fondo de los pozos hacia la superficie y la optimización de

las instalaciones superficiales de producción.

3.1.1 YACIMIENTOS CON EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN

Éste es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente la tercera

parte de los yacimientos de hidrocarburos del mundo, ya que predomina

sobre el mecanismo de empuje por capa de gas o empuje por agua.

14

En empuje por gas en solución la saturación de agua en el yacimiento se

encuentra cercana al valor irreducible. Además la presión inicial es igual a la

presión del punto de burbuja. En caso que sea mayor, la presión declinará

rápidamente al valor de burbuja como consecuencia de la producción.

Durante esta etapa todo el gas permanece en solución. Una vez que se ha

conseguido la presión de burbuja en el yacimiento, la posterior producción

de los fluidos causa que la presión continúe descendiendo, lo que produce la

liberación del gas disuelto en el yacimiento. Este gas libre alcanza la fase

continua cuando la saturación de gas excede a la saturación crítica,

permitiendo su movilidad.

Este gas liberado podría formar una capa de gas, lo que correspondería a

otro mecanismo de empuje. Para que no se forme una capa de gas la

permeabilidad vertical debe ser muy pequeña, a fin de que el gas fluya

preferencialmente hacia el pozo. De este modo se observará en los pozos

un incremento de la relación gas-petróleo. En este caso el mecanismo

principal se debe al empuje de gas en solución y a la expansión del petróleo,

se entiende que se pueden despreciar los efectos de la expansión del agua y

de la roca por ser muy pequeños comparados con la energía contenida

asociada al gas libre altamente expansible.

Para estimar la eficiencia de la recuperación en yacimientos con presiones

iguales a la presión del punto de burbuja que declinan hasta la presión de

abandono, Arps desarrolló una ecuación, válida únicamente para

yacimientos en los cuales el empuje por gas en solución es el único

mecanismo de recuperación (o puede considerarse de esa manera):

ECUACIÓN 1. Eficiencia de la recuperación en yacimientos

% RE = 41.815* ��������� � .����

� ���� . ���

� �� ,���� � ������ .����

(BJ Services Company, 2002)

15

Donde:

%RE : eficiencia de recuperación (en porcentaje)

Φ: porosidad (en fracción)

Sw: saturación de agua connata (en fracción)

Bob: FVF de petróleo en el punto de burbuja ( BY/BN)

K: permeabilidad promedio de la formación (Darcys)

µ : viscosidad de petróleo en el punto de burbuja (cp)

Pb : presión del punto de burbuja (psig)

Pa: presión de abandono (psig)

Si la presión inicial del yacimiento es mayor a la presión del punto de burbuja

se debe adicionar la cantidad de petróleo producido por expansión del

líquido desde la presión inicial hasta Pb. La eficiencia de esta recuperación

se encuentra por lo general por debajo del 3%. La compresibilidad del

petróleo es muy baja, por el orden de las diezmilésimas o inferior, por lo

tanto ofrece una expansión volumétrica pequeña, que causará una rápida

declinación de la presión hasta el punto de burbuja. De ese punto en

adelante actúa el mecanismo de empuje por gas en solución, con una

eficiencia de recobro dentro del rango de 5 a 30%.

Los factores que pueden favorecer una alta recuperación de los

hidrocarburos originales en sitio con este mecanismo de empuje son una alta

gravedad API del crudo, baja viscosidad, una alta relación gas disuelto-

petróleo y que exista homogeneidad en la formación.

3.1.2 YACIMIENTOS CON EMPUJE POR CAPA DE GAS

En este tipo de yacimientos se considera una presión inicial igual a la

presión del punto de burbuja. Con la capa de gas, el petróleo está

manteniendo la máxima cantidad de gas en solución. A medida que la

16

presión del yacimiento se reduce como una consecuencia de la producción,

la capa de gas, actuando como un pistón, se expande causando el

desplazamiento inmiscible del petróleo.

La eficiencia de recuperación promedio para un yacimiento en el cual la capa

de gas es el mecanismo de empuje es del orden de 20 a 40 % del petróleo

original en sitio.

Los factores que pueden favorecer a aumentar el recobro de petróleo en un

yacimiento con una capa de gas son una baja viscosidad y alta gravedad

API del petróleo, alta permeabilidad de la formación, y diferencia

considerable de densidades entre el petróleo y gas.

3.1.3 YACIMIENTO CON EMPUJE POR SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL

En un yacimiento con empuje por segregación, a medida que el gas es

liberado del petróleo, se mueve hacia el tope del yacimiento, mientras que el

petróleo se desplaza hacia abajo, debido a la permeabilidad vertical. Para

que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical para permitir

que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas.

Algunos de estos yacimientos no tienen capa de gas inicial, pero la

recuperación será mayor si ésta existe. Un mecanismo similar denominado

drenaje gravitacional ocurre si es que el reservorio tiene un gran buzamiento.

En este caso el petróleo se mueve hacia abajo y el gas hacia arriba, pero el

flujo es paralelo al ángulo de buzamiento, en vez de ser perpendicular. En la

mayoría de los casos el drenaje gravitacional y empuje por segregación se

consideran como el mismo mecanismo.

Si no se considera el aspecto económico, este es el mecanismo de empuje

primario más eficiente. Las eficiencias de recuperación están en el rango de

40 a 80 %.

17

3.1.4 YACIMIENTO CON EMPUJE POR AGUA

En este tipo de yacimiento la presión inicial es mayor que la presión del

punto de burbuja, por lo tanto, no existe capa de gas. Cuando la presión se

reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a

través del contacto agua-petróleo. De acuerdo con las leyes básicas de flujo

de fluidos en medios porosos, el acuífero reacciona haciendo que el agua

invada a la zona de petróleo originando intrusión o influjo, lo cual no solo

ayuda a mantener la presión sino que permite un desplazamiento inmiscible

del petróleo que se encuentra en la parte invadida.

La intrusión o influjo ocurre debido a:

- Apreciable expansión del agua del acuífero. A medida que se reduce la

presión, el agua se expande y reemplaza parcialmente los fluidos extraídos

del reservorio.

- El acuífero es parte de un sistema artesiano. El agua que rodea al

reservorio de petróleo está en contacto con agua proveniente de la

superficie.

La eficiencia de recuperación para estos yacimientos está en el rango de 10

a 75%. Arps desarrolló también una ecuación para determinarla a través de

estudios estadísticos:

ECUACIÓN 2. Eficiencia de recuperación para yacimientos

% RE = 54.898* ��������� � . ���

� �������� . ��

� ��� .�� � � ������ .�� �

(BJ Services Company, 2002)

18

Donde:

%RE : eficiencia de recuperación (en porcentaje)

Φ : porosidad (en fracción)

Sw : saturación de agua connata (en fracción)

Boi : FVF de petróleo inicial ( BY/BN)

K : permeabilidad promedio de la formación (Darcys)

µo : viscosidad del petróleo a las condiciones iniciales (cp)

µw : viscosidad del agua a las condiciones iniciales (cp)

Pi : presión inicial (psig)

Pa : presión de abandono (psig)

En estos yacimientos la presión permanece elevada, pero depende del

tamaño del acuífero. Generalmente el acuífero es mucho más grande que la

zona con petróleo, si se llega a estimar un acuífero de radio 10 veces mayor

que el radio de la zona de petróleo se espera un completo soporte de

presión, de otro modo se estima un soporte parcial. Por razones económicas

se aplica bombeo electro sumergible desde el inicio en la mayoría de los

pozos. La producción de agua inicia muy temprano e incremente

apreciablemente, y se continúa la explotación hasta que ésta sea excesiva

respecto de la del hidrocarburo.

3.1.5 YACIMIENTOS CON EMPUJE POR COMPACTACIÓN

La producción de los fluidos de un yacimiento conduce a un incremento de la

diferencia existente entre las presiones de sobrecarga y de poro presentes,

lo cual produce una disminución del volumen poroso y posiblemente el

efecto de subsidencia de la superficie.

Este mecanismo de empuje por compactación solo tendrá un efecto

considerable en la producción si la compresibilidad de la formación es

19

elevada, por lo tanto se presenta en yacimientos someros y poco

consolidados que precisamente muestran dichas características.

Sin embargo, esta compactación no es beneficiosa del todo, a pesar que

puede contribuir con la producción de los fluidos, también puede causar

problemas tales como la disminución de la permeabilidad en la formación o

colapsar el revestimiento.

3.1.6 CONCEPTOS GENERALES INGENIERÍA DE YACIMIENTOS

3.1.6.1 Petróleo

Es una mezcla compleja de hidrocarburos que se encuentra en la naturaleza

ya sea en estado sólido, líquido o gaseoso. Cambios moderados de

temperatura y presión pueden hacer que el petróleo pase de un estado a

otro.

3.2 ACTIVIDADES DE LA INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

En general las actividades de la ingeniería de petróleos se pueden dividir en

tres grandes secciones correspondientes a las operaciones de Perforación,

Producción e Ingeniería de yacimientos.

3.2.1 OPERACIONES DE PERFORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Se refiere específicamente a las técnicas de perforación, completación y al

estudio del comportamiento de los pozos.

3.2.2 INGENIERÍA DE YACIMIENTOS

Se dedica al estudio y predicción de los comportamientos de yacimientos

sometidos a explotación.

20

Los hidrocarburos son producidos a través de pozos y suelen aprovechar el

efecto de los mecanismos de empuje presentes en el yacimiento. Antes de

iniciar la explotación, los fluidos se encuentran confinados a altas presiones

y temperaturas. Cuando se perfora un pozo, se crea un diferencial que

permite la expansión del sistema roca-fluidos, lo cual empuja a los

hidrocarburos hacia la superficie. A medida que la producción continúa el

yacimiento va perdiendo energía, hasta que llega el momento en que se

requieren inversiones económicas adicionales para mantener su producción

a través de nuevos mecanismos.

Los proyectos posibles incluyen la implantación de procesos de recuperación

secundaria y/o mejorada, el uso de sistemas artificiales de producción para

llevar el aceite del fondo de los pozos hacia la superficie y la optimización de

las instalaciones superficiales de producción.

3.9 RESERVORIO HIDROCARBURIFERO

Se puede definir como una sección porosa y permeable de la corteza

terrestre que contiene hidrocarburos en cantidades comercialmente

explotables. La sección porosa y permeable que contiene petróleo y/o gas se

denomina trampa o depósito.

3.9.1 PROPIEDADES DEL RESERVORIO

Para encontrar un reservorio de petróleo, la formación geológica debe

poseer tres características esenciales:

• Espacio para contener hidrocarburo (porosidad)

• Adecuada conectividad entre los espacios de poros para lograr

transportar el fluido en largas distancias (permeabilidad).

• Mecanismos de empuje para atrapar y transportar el hidrocarburo que

migra desde la roca madre.

21

3.10 EL PETRÓLEO EN EL SUBSUELO

3.10.1 TRAMPAS

Se lo define como la masa de petróleo o gas que rellena un determinado

reservorio que por la presión de formación se encuentra como un sistema

unitario el mismo que tiene una superficie cuyas unidades pueden ser m2 o

acres.

3.11 YACIMIENTO

Al conjunto de depósitos o trampas que forman una unidad geológica

estructural o estratigráfica se conoce con el nombre de yacimiento.

3.11.1 YACIMIENTO ESTRATIGRÁFICO

Son aquellos que se encuentran limitados por el TOPE y BASE o sea entre

dos capas impermeables por lo general su espesor es pequeño. El petróleo

y gas ocupan todo el sector poroso.

3.11.2 YACIMIENTOS ESTRUCTURALES

Las estructuras geológicas se forman por movimientos que afectan a las

rocas sólidas resultantes de fuerzas internas de la tierra. Esta clase de

reservorio se caracteriza por cambios en el buzamiento, callamiento y

combinación de plegamientos y callamientos. Los yacimientos estructurales

generalmente son de origen sedimentario y son de gran importancia en el

aumento de reservas de petróleo.

22

3.11.3 DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS EN EL YACIMIENTO

En un reservorio pueden existir hidrocarburos en estado líquido o gaseoso y

el agua en diferentes proporciones de acuerdo a las condiciones en que se

depositaron. Según las diferentes teorías que hablan sobre el origen y

migración de los hidrocarburos indican que generalmente estos se originaron

en rocas diferentes a las que están almacenadas denominadas rocas

madres luego migraron hacia una trampa desplazando el agua que también

se deposita en la roca yacimiento.

3.11.4 MIGRACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS

La migración de los hidrocarburos está controlada básicamente por dos

fuerzas que son: La Fuerza gravitacional y la Fuerza de capilaridad.

La primera hace que los fluidos menos densos se desplacen a la parte

superior del emplazamiento además ejercen una fuerza de fracción vertical

hacia abajo sobre los más pesados. Las fuerzas capilares, actúan sobre los

medios porosos, hacen que el fluido preferentemente moje a la roca tienda a

desplazarse hacia arriba acarreando lógicamente parte de los otros fluidos

que saturan la roca. Las fuerzas capilares tienden por lo tanto a contrarrestar

el efecto de las fuerzas gravitacionales permitiendo por lo tanto en el

reservorio un equilibrio entre ambas fuerzas antes de que sea perturbado

por efecto de las perforaciones a este equilibrio se lo llama Equilibrio

Hidrostático y es el que controla la distribución de los fluidos en el

yacimiento.

3.11.5 CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS

A los yacimientos se los clasifica en base a dos criterios:

23

a) De acuerdo al estado en que se encuentra la mezcla de hidrocarburos

a condiciones iniciales de yacimiento llamado también Diagrama de Fases y

están en función de la presión y temperatura.

b) De acuerdo a los Mecanismos de Producción.

3000 PC = Punto Crítico

CR= curva de rocío

2000 PCC = Punto Cricondetérmico

1500 Y. Subsaturado Yacimiento de gas

1000

500 Temperatura Isotérmica = que es constante

Presión

50 100 200 300 400 500 600 Temperatura º F

FIGURA 1. Clasificación del yacimiento en Base al Diagrama de Fases

3.11.5.1 Yacimientos subsaturados

Son aquellos que están por encima de la curva de burbujeo a la izquierda del

punto crítico.

3.11.5.1.1 Punto crítico

Es la presión y temperatura máxima a la cual dos fases pueden existir en

equilibrio (líquido y gaseoso).

24

FIGURA 2. Diagrama de faces de petróleo

(Centrilift Brochure, 2002)

3.11.5.2 Yacimiento de condensado de gas

Son aquellos que se encuentran por encima de la curva de rocío entre el

punto crítico y el punto de condensación.

3.11.5.3 Punto cricondetermico

Es la temperatura máxima a la cual dos fases pueden existir en equilibrio

Gas- Líquido.

3.11.5.4 Condensación retrógrada de gas

Por debajo de la curva de rocío se condensa y aparece la primera gota de

líquido en forma de rocío el líquido condensado se adhiere a las paredes de

los poros de la roca, es inmóvil este proceso se denomina Condensación

Retrograda porque durante la dilatación isotérmica ocurre vaporización en

lugar de condensación.

25

3.11.5.5 Yacimiento de gas

Son aquellos yacimientos que se encuentran a la derecha del punto

cricondetermico.

3.11.5.6 Yacimientos saturados

Son aquellos que se encuentran ubicados dentro de la curva del punto de

burbujeo y del punto de rocío es la región existen 2 fases. Las curvas dentro

de la región de 2 fases muestran el porcentaje de líquido en el volumen total

de hidrocarburos.

3.12 FACTORES QUE INFLUYEN EN EL TIEMPO DE VIDA DE UN

EQUIPO BES

El tiempo de vida de una BES se basa en muchos factores. Cada pozo es

diferente y puede tener una combinación de factores que limitan el tiempo de

vida de una BES.

26

FIGURA 3. Bomba Electro sumergible

(Centrilift Brochure, 2002)

3.12.1 FACTORES COMUNES QUE AFECTAN LA VIDA OPERATIVA DE

LAS BES

• Adecuado dimensionamiento del equipo

• Temperatura de fondo del pozo (BHT)

• Gas libre

• Viscosidad

• Corrosión

• Producción de arena

• Tendencias de deposición

• Fallas eléctricas

• Problemas operacionales

27

3.12.2 ADECUADO DIMENSIONAMIENTO

• Tamaño correcto de la unidad de BES es el primer factor en el logro

de una vida larga.

• La unidad debe ser dimensionada para operar dentro del rango de

flujo recomendada.

• Datos de productividad deben ser precisas para correctamente

dimensionar el tamaño del equipo.

• Tamaño incorrecto puede causar que la BES trabaje fuera de rango

causando a la bomba un acelerado desgaste operativo.

Datos incorrectos de líquido pueden causar que los BHP de la bomba

sea más que los calculados y que pudiera causar la sobrecarga del

motor y eventualmente falla.

3.12.3 SOLUCIONES PARA UN DIMENSIONAMIENTO CORRECTO

� Datos precisos de reservorio.

� Información precisa de las propiedades del fluido

� Correlaciones y modelos computarizados deben reflejar los

parámetros del pozo lo más estrechamente posible (el porcentaje

promedio error de la correlación debe estar entre 5-15%)

� Uso de un variador (VSD) puede ayudar a compensar la inexactitud

de tamaño mediante la ampliación del alcance dentro del rango.

3.12.4 ALTA TEMPERATURA

Temperaturas de fondo del pozo mayores que 220 ºF se consideran

aplicaciones de alta temperatura para BES.

28

� La temperatura de funcionamiento es también afectada por:

– % de carga contra la potencia de placa del motor

– Velocidad del fluido que pasa por el motor

– Calidad de la energía (corriente desbalanceada, forma de onda

actual, distorsionada desequilibrado)

– % de agua, % de aceite, gas % de fluido del pozo pasado por

el motor

� La combinación de todos estos factores determina la temperatura de

funcionamiento de la unidad.

3.12.5 SOLUCIONES PARA ALTAS TEMPERATURAS

Los equipos BES pueden trabajar durante largos períodos de tiempo en

pozos de altas temperaturas, si se utiliza el equipo apropiado. Se

recomiendan las siguientes características de equipos

3.12.6 GAS LIBRE

� La presencia de gas libre puede afectar las BES en muchas formas.

� El caudal de la bomba se reduce o completamente se detiene con los

aumentos de gas libre. Esto se denomina "bloqueo de gas o

cavitación".

� El motor trabajará más caliente a medida que disminuye la velocidad

del fluido pasado por el motor.

� Propiedades de refrigeración del líquido disminuirá como

consecuencia de los aumentos de gas libre.

29

3.12.7 SOLUCIONES A LOS POZOS GASEOSOS

� Separar el gas libre antes de que este ingrese a las etapas de la

bomba haciendo circular por los separadores de flujo inverso o

rotativo.

� Utilizar etapas

Cabeza neta de succión positiva (NPSH), bomba metálica para agua

(MVP).

FIGURA 4. Etapa NPSH

3.12.8 VISCOSIDAD

� Alta viscosidad del fluido puede causar muchos problemas...

� La resistencia al flujo viscoso aumenta la potencia usada por la

bomba.

� Alta viscosidad también reduce la capacidad de bombas para levantar

el líquido y su eficiencia.

� Líquido viscoso produce más pérdida de fricción en el tubing

causando que la bomba necesite más potencia.

3.12.8.1 Soluciones para la viscosidad

� Dimensionar bombas de mayor tamaño con etapas para mayor flujo y

superiores HP de motores, pero cuidar de la inestabilidad en el l

izquierdo de la curva de la bomba.

� Diluir el fluido del pozo con crudo de baja viscosidad.

FIGURA 5. Etapa taponada por fluido viscoso

3.12.9 CORROSIÓN

Los siguientes son los efectos de los fluidos

BES.

� CO2 causa corrosión de alojamientos, soportes, cabezas, bases y

elementos de sujeción del ensamblaje de fondo del pozo.

� CO2 produce corrosión de la armadura de cable galvanizado en el

cable de potencia, los

� H2S químicamente rea

causando a que los conductores de cables se desintegren.

� H2S causa corrosión de sulfuro de craqueo con ciertos aceros lo que

afecta al eje y pernos.

Soluciones para la viscosidad

Dimensionar bombas de mayor tamaño con etapas para mayor flujo y

superiores HP de motores, pero cuidar de la inestabilidad en el l

izquierdo de la curva de la bomba.

Diluir el fluido del pozo con crudo de baja viscosidad.

Etapa taponada por fluido viscoso - (Curva de la Bomba)

CORROSIÓN

Los siguientes son los efectos de los fluidos corrosivos sobre las bombas

CO2 causa corrosión de alojamientos, soportes, cabezas, bases y

elementos de sujeción del ensamblaje de fondo del pozo.

CO2 produce corrosión de la armadura de cable galvanizado en el

cable de potencia, los conectores, etc.

H2S químicamente reacciona con los componentes de cobre

causando a que los conductores de cables se desintegren.

H2S causa corrosión de sulfuro de craqueo con ciertos aceros lo que

afecta al eje y pernos.

30

Dimensionar bombas de mayor tamaño con etapas para mayor flujo y

superiores HP de motores, pero cuidar de la inestabilidad en el lado

Diluir el fluido del pozo con crudo de baja viscosidad.

(Curva de la Bomba)

corrosivos sobre las bombas

CO2 causa corrosión de alojamientos, soportes, cabezas, bases y

elementos de sujeción del ensamblaje de fondo del pozo.

CO2 produce corrosión de la armadura de cable galvanizado en el

cciona con los componentes de cobre

causando a que los conductores de cables se desintegren.

H2S causa corrosión de sulfuro de craqueo con ciertos aceros lo que

31

3.12.9.1 Soluciones para la corrosión

Para pozos corrosivos las ESP deben reunir los requisitos siguientes:

� Carcasas resistentes a la corrosión (molibdeno 9% Cr mínimo, 1%)

� Sujetadores, bases y cabeza de acero inoxidable.

� Armadura de cable debe ser de acero inoxidable o Monel.

� Tanto los ejes de bomba y sello deben ser Monel o inconels para

abordar el craqueo de corrosión de sulfuro.

� La armadura del cable debe ser de plomo para entornos de H2S

(definido como el 3% o superior por volumen)

� Inhibidores de la corrosión: (Compruebe elastómeros)

FIGURA 6. Etapa taponada por arena

3.12.10 ABRASIÓN POR ARENA

La producción de arena causa:

� Desgaste abrasivo en las etapas de las bombas

� Excesiva vibración del eje de la bomba.

� Fugas mecánicas en el sello de la sección sellante

� Quema del Motor debido a la migración de fluido.

32

3.12.11 SOLUCIONES PARA LA PRODUCCIÓN DE ARENA

� Diseño de bomba resistente a la abrasión que prevé la estabilización

del eje de apoyo y radial de downthrust,

� Lenta y constante aumentar la producción del pozo en el arranque

inicial para limitar la entrada de arena no consolidada.

FIGURA 7. Etapa taponada por arena

3.12.12 MATERIAL EXTRAÑO

La producción de material extraño puede causar:

� Daño a las etapas de la bomba si los desechos son pedazos más

duros que el material de la etapa de bomba (La unidad falla similar a

la abrasión)

� Taponamiento de los álabes de la bomba si la suciedad es más suave

que los materiales de la etapa de la bomba.

� Bajo flujo del motor debido a taponamiento parcial o total de la bomba

que puede causar en la quema del motor o el cable de potencia.

33

FIGURA 8. Etapa llena de desechos

3.12.13 SOLUCIONES PARA EVITAR EL MATERIAL EXTRAÑO

� Limpiar el pozo correctamente después de cada completamiento

� Lenta y constante aumentar la producción del pozo en el arranque inicial

para limitar la entrada de arena no consolidada.

3.12.14 DEPOSICIÓN

Deposición en las etapas de la bomba causa la generación de altas

potencias.

Tipos de deposición:

� Escala

� Asphaltenos

� Parafinas

3.12.14.1 Soluciones a la deposición

Tratamientos químicos

� Calentamiento del tubing (a excepción de la escala)

� Controlar la presión de admisión de la bomba (a excepción de hidratos)

34

3.12.15 FALLAS ELÉCTRICAS

Fallas eléctricas son causadas por varios factores:

� Falla de superficie de componentes eléctricos o electrónicos

� Alimentación pobre como el desequilibrio de voltaje

� Daños del cable por picos de voltaje o de daños de descompresión

� Sobrecarga del controlador o transformador debido a cambios en las

condiciones del interior del pozo o unidad

3.12.16 PRACTICAS OPERATIVAS

Malas prácticas operativas pueden causar fallas en las BES. Las más

comunes son:

� Funcionamiento de la unidad con válvula en superficie cerrada durante

un tiempo (La falta de flujo por el motor provocará que el mismo se

queme).

� Funcionamiento de la unidad sin flujo o en condición de bajo flujo sin

protección de baja carga.

� Rápida disminución bien de la presión en el hueco del pozo (puede

causar daños de descompresión del cable de alimentación, EAM o

penetradores)

� Rápida producción de la unidad causando la rápida entrada de arena o

material extraño.

34

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS

35

CAPÍTULO IV

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS

La parafina es una cera sólida del petróleo la cual es una mezcla de una

larga cadena saturada de hidrocarburos que tiene un número aproximado de

18 a 34 carbonos. Los depósitos de parafina varían entre una sustancia

blanca pura hasta totalmente asfáltica.

La siguiente tabla demuestra como la parafina encaja en el esquema del

petróleo crudo.

TABLA 1. Componentes del Petróleo

Número de carbones

Tipo Ejemplo

C1 - C4 Gases naturales Metano, propano, butano

C5 - C8 Líquidos de bajo punto de ebullición (40º - 120º)

Eter, nafta liviana, gasolina

C9 - C12 Líquidos de alto punto de ebullición (120º - 210º)

Kerosene

C13 - C17 Líquidos de muy alto punto de ebullición (210º - 300º)

Diesel

C18 - C34 Líquidos no volátiles, Alkanos de larga cadena

Parafinas, aceites, lubricantes.

C35 + Sólidos no volátiles, estructuras policíclicas

Asfáltenos, coke de petróleo

FIGURA 9. Laboratorio de BJ Services

(BJ Services Company, 2003)

36

4.1 COMO DETECTAR LA EXISTENCIA DE LA PARAFINA

La historia de la operación de campo nos indicará la existencia de problemas

con parafina.

Los operadores nos dirán si en el sistema de producción la parafina se esta

depositando.

4.2 ÁREAS DONDE OCURRE LA DEPOSITACIÓN DE LA

PARAFINA

Generalmente hay 4 áreas donde ocurre la depositación de la parafina:

4.2.1 EN LAS PERFORACIONES DE LA FORMACIÓN PRODUCTORA

Las formaciones son taponadas con parafinas, depósitos inorgánicos,

resinas, que reducen la capacidad productora del yacimiento. Los depósitos

de parafina alrededor de las perforaciones limitan la entrada del fluido al

pozo y por consiguiente limitan el flujo del crudo.

Generalmente el punto de fusión de las parafinas están alrededor de 120 –

140 ºF y la temperatura de fondo de algunos pozos es alta, lo cual mantiene

fluida la parafina en la formación; en estos casos no ocurren taponamientos.

4.2.2 TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN Y COMPLETACIONES DE

LEVANTAMIENTO ARTIFICIALES

Los depósitos de parafinas en las tuberías de producción pueden ocurrir por

varias razones. Cuando el fluido esta ascendiendo por la tubería hasta la

superficie, se presenta un descenso en la temperatura.

37

Si una caída de presión se presenta cuando el fluido sube, el gas escapa y

la parafina se cristaliza fuera de la solución. En cualquier caso los depósitos

de parafina disminuyen la eficiencia del pozo.

Los depósitos de parafina en la tubería de producción, restringen el

movimiento de los equipos BES hasta el punto de pararlas. Un severo

depósito de parafina puede hacer inoperable o hasta dañar una bomba de

subsuelo.

4.2.3 LÍNEAS

El depósito de parafina en líneas de flujo puede prevalecer en climas más

fríos pero generalmente en cualquier condición donde los crudos tengan

bastante parafina. Si se observa un incremento en la presión en la línea de

flujo durante un período de tiempo, es una indicación de depósitos de

parafina.

Restricciones en las líneas de flujo significa baja producción, pérdida de

ingresos y posible daño en los equipos, si se permite que las presiones

aumenten considerablemente.

4.2.4 TANQUES

Grandes depósitos de parafina pueden encontrarse en los fondos de

tanques especialmente si el crudo ha permanecido por largos períodos de

tiempo sin agitación a parafina puede formar capas de pocas a varias

pulgadas de altura. Esto minimiza la capacidad de los tanques y

eventualmente causa problemas de manejo y gastos, si los fondos tienen

que ser físicamente removidos.

Es importante que estas capas de parafina sean re-fluidizadas, ya que son

ingresos adicionales como crudo.

38

4.3 DEPOSICIÓN DE ESCALAS ORGÁNICAS

Los llamados depósitos de parafina son mezclas de hidrocarburos saturados

de alto peso molecular. Habitualmente consiste de la mezcla de

hidrocarburos de cadenas largas y ramificadas, resinas y materiales

asfálticos, su consistencia está entre blandos y pegajosos a duros y

quebradizos y son generalmente de color negro a colores más claros.

Las parafinas no son solubles ni dispersables por la mayoría de

hidrocarburos crudos, y son resistentes al ataque de los ácidos, bases y

agentes oxidante. Las parafinas pueden precipitar en el pozo, cerca de la

cara del borde de pozo, o en los espacios porosos de la formación; además

de acumularse en tuberías de producción, líneas superficiales de flujo y

equipos de almacenamiento.

4.3.1 LAS CAUSAS PARA EL DAÑO ORGÁNICO

Las causas para el daño orgánico insoluble en ácido, son:

1. El enfriamiento termodinámico donde los fluidos de formación llegan al

punto de rocío con insuficiente temperatura de fondo

2. El uso de fluidos de perforación a base de hidrocarburos alifáticos.

Pueden producir precipitación de asfáltenos

3. Los filtrados de alto potencial de hidrógeno (PH) pueden alterar el

electrolito de doble ligadura que estabiliza a los asfáltenos

4. Las salmueras con alto contenido de cloro pueden producir

ramificación de parafinas y asfáltenos.

Bajo las condiciones de presión, temperatura y composición del crudo, la

parafina permanece en solución, pero a medida que el crudo se dirige a la

superficie, puede disminuir la solubilidad de la parafina, debido al cambio de

temperatura del crudo; su punto de escurrimiento sube y continua así hasta

el límite de la capacidad de solución del crudo.

39

Cuando el crudo se enfría más bajo que el punto de fusión de la parafina,

esta se cristaliza y forma una cera sólida; este cambio ocurre a una

temperatura aproximada de (124ºF) grados Fahrenheit; aunque puede variar

con amplitud en diferentes yacimientos.

4.3.2 MÉTODOS PARA CONTROL

Las compañías de servicios señalan que los tres métodos comúnmente

conocidos, en la eliminación y control de los depósitos de parafina son:

1. Térmicos, mediante la utilización de vaporizadores portátiles los cuales

calientan parcialmente el crudo.

2. Mecánicos, usando raspadores para limpiar la tubería de producción

generalmente se baja con cable

3. Solventes, que se inyectan en el pozo, líneas de flujo para evitar que la

cera se deposite.

4.4 VERIFICACIÓN DE LA PARAFINA

La confirmación física de la parafina puede ser realizada de la siguiente

manera:

4.4.1 PRUEBAS DE CENTRIFUGA

1. A un tubo de centrifuga, lleno hasta la marca de 50% con gasolina, añada

la muestra de crudo y llene el tubo hasta la marca de 100%, añada 2-3

gotas de “slug” y agite bien.

2. Centrifugue durante 3 minutos. Si la emulsión no se rompió

completamente, y permanece un remanente de “BSW” (emulsión)

complete las siguientes etapas.

3. Caliente el contenido del tubo hasta 120 ºF y agite bien hasta que este

seguro que la emulsión está completamente rota.

40

4. Caliente nuevamente el tubo hasta 150 ºF y centrifugue durante 1 minuto.

Si en las dos anteriores etapas se rompió la emulsión, la parafina puede

estar presente. Para confirmar esto, permita que el tubo se enfríe hasta la

temperatura ambiente y centrifugue nuevamente.

Si la parafina está presente, se congelará y reaparecerá como una capa de

BSW (emulsión) o un tapón en el tubo.

4.5 TRATAMIENTO QUÍMICO DE PARAFINAS

La parafina puede ser tratada químicamente, de dos maneras:

• la primera es prevenir la formación de parafinas y

• la segunda es dispersar y/o disolver la parafina ya formada.

La prevención de formación de parafinas es el mejor método para un

tratamiento de parafinas y se obtiene tratando el crudo con un inhibidor.

El segundo método para tratamiento de parafina se hace después que la

parafina se ha formado.

Hay tres tipos para tratar la parafina después que se ha formado ha saber:

solventes dispersantes y combinación solvente – dispersante.

Los dispersantes son efectivos pero no tan exitosos como una combinación

de solventes dispersantes. La efectividad de solvente dispersantes. Es

probablemente atribuida la naturaleza de separación de los dispersantes que

permiten que el solvente trabaje.

En el Anexo # 1, presenta un cuadro que visualiza el tipo de producto

adecuado por cada categoría de parafina, a saber:

a. Inhibidores

b. Dispersantes

41

c. Solventes

La experiencia ganada en el tratamiento de parafinas muestra que el

solvente solo para el tratamiento de parafina, no es efectivo, debido a la

limitada capacidad de penetración

4.6 PRODUCTOS QUÍMICOS PARA EL TRATAMIENTO

Los de parafinas están divididos en tres categorías o combinaciones de

estas. Conociendo las indicaciones y limitaciones de cada categoría,

podemos seleccionar los productos adecuados para su aplicación deseada.

1.- INHIBIDORES

Los inhibidores son polímeros que previenen o evitan él crecimiento y re

aglomeración de los cristales de parafina. Los inhibidores no disuelven,

dispersan ni remueven la parafina ya formada.

Si se desea aplicar un inhibidor de parafina, debe inyectarlo antes que

ocurra el punto donde la parafina se precipita en el crudo llamado punto de

nube. Se debe limpiar primero un sistema parafínico con un solvente o

dispersante antes de aplicar un inhibidor dentro del pozo o en una línea de

flujo. Es característica de los inhibidores bajar el punto de fluidez, el cual es

definido como la temperatura a la cual el crudo empieza a fluir. Esto ayuda a

la producción en pozos donde la temperatura es baja.

Con la aplicación del inhibidor puede ocurrir que el inhibidor que la parafina

continué desarrollándose pero quizás no con él mismo grado de severidad y

frecuencia que antes del tratamiento.

42

2.- DISPERSANTES

Los dispersantes rompen grandes depósitos de parafina en partículas más

pequeñas las cuales son más fáciles de transportarse en el sistema de

producción. Los dispersantes no disuelven la parafina, pero pueden ingresar

nuevamente a la fase aceitosa si las partículas son lo suficientemente

pequeñas.

Si un crudo tiene un corte de agua ≥ 30% o si el programa incluye la adición

de agua del sistema, un dispersante será el programa adecuado a escoger.

Los dispersantes son agentes de acción superficial que trabajan solamente

en la presencia del agua, por acción de la mojabilidad del agua en las

partículas de parafina. Que las mantiene separada y evitan el depósito.

3.- SOLVENTES

Los solventes usualmente tienen alto contenido aromático y son usados para

disolver depósitos moderados o severos de parafina en perforaciones, tubería de

producción y líneas de flujo. Su uso continuo mantendrá un sistema limpio.

Muchas veces los solventes son añadidos a crudos calientes con el propósito de

aumentar la remoción de parafina.

Los solventes generalmente son preferidos a los dispersantes para crudos con un

corte de agua menor de 30% (<30%).

43

4.7 PRUEBA DE CAMPO PARA PARAFINAS

La prueba de campo para seleccionar el producto óptimo para parafinas son

simples y fáciles de hacer. Las pruebas son tres:

Prueba de punto de fluidez (pour point).- Esta prueba para inhibidores de parafinas.

Pruebas de frasco (flash).- Para dispersantes y solventes de parafina.

Prueba de solvencia.- para dispersantes y solventes de parafinas.

4.8 PRUEBA PARA INHIBIDORES DE PARAFINAS

4.8.1 PUNTO DE FLUIDEZ

Tome una muestra fresca de crudo parafínico caliéntela (si es necesario) para que

dicha muestra este completamente fluida.

Llene 5 botellas marcadas hasta 100 ml. Con el crudo parafínico.

Añada inhibidor de parafina a cada botella con las siguientes: 250, 500, 750,1000

ppm y guarde una botella libre de inhibidor que corresponderá al blanco. Marque

cada botella.

Mezcle bien la botella y guárdelas en el refrigerador durante toda la noche.

Compare las diferentes concentraciones con el blanco y seleccione la dosis más

baja que es capaz que el crudo permanezca fluido la mayor parte.

4.9 POUR POINT

Temperatura a la cual el crudo empieza a fluir.

44

4.9.1 PROPÓSITO

Determinar la temperatura a la cual el crudo fluye sin la adición de cualquier fuerza

externa.

Debajo de una determinada temperatura un crudo parafínico sin agitación no podrá

fluir o verter de un recipiente debido a la estructura de los cristales de parafina. Por

encima de la misma temperatura el crudo no podrá fluir o vertirse del recipiente

respectivo. Se asume que los químicos que reducen el pour point pueden ser

usados para hacer una buena exigencia de inhibidores.

4.10 PRUEBA

COLD FINGER (depositación de parafina)

4.10.1 PROCEDIMIENTO

Comparar la capacidad de los químicos seleccionados para inhibir la depositación

de parafinas sobre la superficie metálica.

4.10.1.1 Teoría

Si una superficie metálica fría es introducida dentro de una muestra de crudo

caliente que contenga parafina y circulada con varios químicos para comparar la

eficiencia de ellos sobre la pared metálica se podrá determinar el efecto de cada

químico.

4.10.1.2 Equipo

Aparato cold finger.

45

4.11 PROCEDIMIENTO

Vasos de vidrio 500ml. Son llenados hasta 350ml. De crudo en un baño de María a

la temperatura de 10 o 15 ºF por encima del Could point (punto frio) del crudo

manteniéndolo en movimiento. Cuando la temperatura se estabilice, se añade por

igual dosis de cada producto a probar en cada recipiente y se mezcla

vigorosamente.

El Cold Finger (elemento frió) es introducido dentro del liquido por 24 horas. La

temperatura del cold finger se mantiene a la misma temperatura por debajo del cold

point durante toda la prueba.

Después del tiempo de exposición, el cold finger es sacado de las muestras,

desconectándolo y se le permitirá que se seque y luego pesado.

Después se seca el cold finger con solventes y se pesa nuevamente. Restando el

peso antes y después de la limpieza con solventes se puede calcular el peso de la

parafina depositada. Comparando los pesos con el de la muestra no tapada puede

calcularse el porcentaje de reducción.

Peso Depositado: Peso del cold finger antes del lavado con solvente menos peso

del cold finger después del lavado.

Cuando se corra esta prueba para comparar químicos para parafina y el peso de

cualquier mezcla sea mayor que una mezcla no tratada: repita la prueba. Si los

resultados son validos se deben reproducir.

46

4.12 COULD POINT (Método visual para crudos claros)

4.12.1 PROPÓSITO: Determinar el could point (punto de nube) de un crudo. Could

point es la temperatura donde la parafina empieza a cristalizarse o se precipita en

el crudo.

4.12.2 TEORÍA: Si un crudo es lo suficientemente transparente que permita que la

luz pase a través de él; el could point debe estar visualmente. Cuando el

crudo se enfría y la parafina empieza a cristalizarse, la muestra cambiara su

apariencia de clara a obscura o nublosa.

4.12.3 EQUIPO: Vaso de vidrio

Fuente para calentamiento

Fuente para enfriamiento

Termómetro

4.12.4 PROCEDIMIENTO: Llene el vaso con la muestra y remueva hasta que la

muestra sea clara y no presente bruma o nublosidad. Con el termómetro

dentro de la muestra, comience a enfriarla. Al primer signo de nublosidad,

mire la temperatura. Este será el could point.

4.13 HOT FLASK (Prueba de frasco)

4.13.1 PROPÓSITO: Determinar el mejor dispersante a ser mezclado con el agua

para remover los depósitos de parafina.

4.13.2 TEORÍA: Esta es una simple prueba de laboratorio para simular la remoción

de parafinas en el campo usando un dispersante en agua caliente. Si el

químico mantiene la parafina disuelta y evita la re-depositación en el

laboratorio. Probablemente se comportará en forma similar en el campo.

47

4.13.3 EQUIPO: Botellas (6 onzas)

Baño María (180-200 ºF)

4.13.4 PROCEDIMIENTO

Añada 100mls. Del fluido producido a agua que se va usar para la limpieza,

dentro de varias botellas con aproximadamente 4 grs., de depósito para

parafina.

Añada 0.5 ml. De cada producto a evaluar en botellas individuales excepto

en una, que será el blanco.

Marque cada botella para identificar cada producto.

Agite las botellas para mezclar y disolver el producto.

Coloque cada botella dentro de un baño de agua (180-200 ºF) hasta que la

muestra de parafina se haya derretido.

Remueva las botellas de baño y agítelas hasta que todos depósitos de

parafina se resolidifiquen nuevamente (5 – 10 minutos).

Visualmente determine la efectividad del producto observado:

El tamaño de las partículas de parafina (se prefieren las más pequeñas)

La cantidad de parafina adherida a la botella y a la tapa (se prefiere a las que no se

adhieren)

La claridad del agua o fluido producido (se prefiere la más clara)

48

4.14 PRUEBA DE SOLVENCIA DE PARAFINA

Coloque aproximadamente 10 gramos de parafina dentro de varias botellas de 6

onzas.

Mantenga las botellas dentro de un baño de agua caliente (150 ºF) y permita que se

derrita la parafina.

Cuando la parafina este fluida. Remueva las botellas del baño de agua caliente y

colóquelas sobre uno de sus lados. Cuando se enfrié una columna de parafina

aparecerá sobre un lado de las botellas. Después que la parafina se ha solidificado

coloque las botellas verticalmente y llénelas con 100 ml. De fluido producido o del

fluido que va a usar como lavado dentro del pozo o línea de flujo. El fluido debe

estar a temperatura ambiente.

Añada 2 mls. De los diferentes productos a ensayar en cada botellas y agítelas

varias veces en el transcurso de un periodo de 3 horas.

El producto más efectivo será aquel que remueva la mayor cantidad de parafina de

los lados de las botellas dentro del fluido transportador

4.15 APLICACIÓN EN TRATAMIENTOS DE

REACONDICIONAMIENTO

El resultado del problema presentado en el pozo y del diseño del programa

de estimulación, tiene una aplicación concreta y puede mostrar resultados a

los problemas ocasionados en el pozo, permitiendo la medición de la eficacia

del tratamiento.

La selección del sistema, se establece con la asociación de aditivos de

acuerdo a las condiciones a tratar.

Siempre se debe incorporar un inhibidor de corrosión adecuado, de acuerdo

a la temperatura y duración del tratamiento.

49

FIGURA 10. Químicos para limpieza

(BJ Services Company, 2003)

Es necesario asegurar la compatibilidad de los fluidos de tratamiento con el

petróleo de formación, debido al uso de surfactantes, se debe verificar el

potencial de formación de sedimentos para incorporar los inhibidores

adecuados.

Otros aditivos y productos deberán incorporarse para situaciones específicas

como secuestrantes de hierro, inhibidores de arcilla, divergentes, siempre

debe verificar la mutua compatibilidad de la formulación final.

4.16 RAZONES PARA APLICAR UN PROGRAMA DE

PARAFINAS

La efectividad de su programa se basara en la selección apropiada de su

producto, su técnica de aplicación y el análisis económico.

A continuación se enumeran algunos puntos para delinear un programa.

50

TABLA 2. Razones para aplicar un programa de parafinas

PRODUCTO APLICACIÓN ANÁLISIS ECONÓMICO

Objetivos del tratamiento

Conseguir el producto apropiado para el tipo de problema

Información acerca de facilidades de producción

Naturaleza del crudo Tiempo de contacto y agitación

Cálculo del costo real debido al producto

Compatibilidad Dosis del producto Precio del tratamiento Clima

Combinación de aplicaciones

Ganancias adicionales del cliente

Experiencia Frecuencia de la aplicación

Retorno de la inversión del cliente

Pruebas de campo

(BJ Services Company, 2002)

4.17 OBJETIVO DEL TRATAMIENTO

Las clases de problemas nos indican que tipo de producto se requiere. Por

ejemplo; cuando la parafina está depositada en la completación de la bomba

electro sumergible, tubería de producción etc.; el uso de un inhibidor es

inefectivo. Por el contrario, el uso de un solvente, dispersante o solvente

dispersante es el apropiado.

4.17.1 COMPATIBILIDAD

Siempre mezcle una muestra del producto a usar con una muestra de crudo

para estar seguro que el producto no va emulsificar.

4.17.2 PRUEBAS DE CAMPO

Es mejor probar los productos con muestras o depósitos de parafina frescos.

Siempre usar productos que le hayan trabajado bien antes, no use productos

que le parezcan que van a trabajar mejor, si antes no se ha usado.

51

4.17.3 Aplicaciones

4.17.3.1 Conseguir el producto apropiado

Si se tiene un problema en el pozo, inyectarla el producto a través de la

tubería de producción, el espacio anular; pregunte al operador para conocer

sus indicaciones.

4.17.3.2 Tiempo de contacto

En general si el tiempo de contacto es mayor y hay agitación y circulación, el

tratamiento es más efectivo.

Cuando use solventes o dispersantes permita al menos 4 – 6 horas de

tiempo de contacto y circule.

4.17.3.3 Dosis del producto

Muchos programas han fallado debido a insuficiente dosis y no porque el

producto falle. Recuerde comenzar alto para alcanzar un éxito inicial para el

cliente. Una vez haya solucionado los problemas severos pueden

gradualmente bajar la dosis.

4.17.3.4 Para el análisis

4.17.3.4.1 Formaciones / perforaciones

1.- Cual es la capacidad de producir del yacimiento?

2.- Que tan viejo es el pozo? Historia de producción? Fluctuaciones?

3.- Temperatura de fondo de pozo?

4.- Cuanto crudo /agua /gas está produciendo?

5.- Que formación ha sido limpiada?

6.- Cuales son los costos de esas limpiezas? Frecuencia de ellas?

52

4.17.3.4.2 Tubería de producción

1.- Cual es la profundidad del pozo? Diámetro de la tubería?

2.- Cuantas zonas de producción hay?

3.- Las muestras son depósitos orgánicos, inorgánicos?

4.- Cual es la presión del fondo del pozo? Presión de cabeza?

5.- Ha sido removida la parafina con raspadores, crudos calientes, químicos

de combinación?

6.- Han remplazado la tubería de producción? El valor de producción perdida

durante el trabajo de limpieza

7.- Que tipo de sistema de producción se usa; bombeo eléctrico, hidráulico,

mecánico, gas lift, etc.?

8.- Se ha dañado el equipo de subsuelo?

4.18 EL PROPÓSITO DEL PROGRAMA DE LIMPIEZA

El propósito de un programa de limpieza para remoción de escalas

orgánicas es, incrementar las ganancias del cliente, bien sea un aumento en

la producción o reduciendo los gastos eliminando daños en el equipo, etc.

53

SITUACIÓN DEL POZO A INTERVENIR

TABLA 3. Producción del Pozo Auca

FECHA BFPD BPPD

30/09/2009 1292 517

31/10/2009 1215 486

30/11/2009 1253 376

31/12/2009 1160 348

31/01/2010 870 209

28/02/2010 94 22

31/03/2010 991 242

30/06/2010 1023 246

31/08/2010 1139 273

30/09/2010 1150 276

(BJ Services Company, 2011)

4.18.1 REMOCIÓN DE PARAFINAS

BJ SERVICES para los tratamientos de parafina en los pozos petroleros, usa

los productos siguientes:

54

TABLA 4. Productos para Tratamientos de Parafina

Producto Principio activo Tipo Formulación

Paravan – 18 Hidrocarburos orgánicos líquidos.

Solvente de parafina. (No iónico).

10 a15 gal. En tratamiento principal.

Paravan – 19 Surfactantes de base aromática.

Tipo: dispersante de parafina. (Aniónico)

Formulación: 55 gal. En tratamiento principal.

Paravan – 22 Surfactantes de base aromática

Tipo: solvente de asfáltenos y sedimentos (Aniónico)

Formulación: 10 a 20 gal por pie tratado.

Paravan – 24 Hidrocarburos aromáticos y sulfonatos.

Dispersante y detergente de parafina con propiedades no emulsificantes.

25 a 250 gal Bombeado a la formación

(BJ Services Company, 2011)

55

4.19 DIAGRAMA – COMPLETACIÓN DEL POZO AUCA 92

(Petroproducción, 2011)

Nota: las profundidades medidas están con referencia al kelly bushing.

Casing Superficial 10-3/4”, K-55, BTC 40.5 #/ft, 10.050” I.D., 0.0981 bbl/ft

56

Asentado 2464 ft MD

Casing de Producción 7”, 26 #/ft, N-80, BTC, 6.276” I.D., 0.0383 bbl/ft

PBTD 9439 ft MD

Tubería de Cementación 3 ½”, 9.3 #/ft, 2.992” I.D., 0.00870 bbl/ft

OBJETIVOS

El objetivo de este trabajo será bajar el Coiled Tubing para realizar dos

operaciones:

- Limpiar la completación del pozo y la bomba electro sumergible con la

acción química del Paravan 25, Xileno y JP1 para quitar las incrustaciones

de parafina.

ANÁLISIS

El pozo Auca 92, muestra una declinación de producción de 980 BFPD a

380 BFPD. En este momento la bomba electro sumergible tiene problemas

y es necesario limpiar la tubería del pozo de las parafinas que obstruyen el

movimiento de los fluidos a superficie.

RECOMENDACIONES DE LA COMPAÑÍA DE SERVICIOS

Primero se sugiere dirigir una prueba en el laboratorio con petróleo para

evaluar la concentración de parafinas y asfáltenos presentes.

Otra prueba se ha realizado con una muestra de sólidos recogida de la

bomba sumergible que estuvo en el pozo.

57

FLUIDOS DE LIMPIEZA

Solvente: 25 LB de Paravan ha demostrado ser eficaz quitando la deposición

orgánica y dejando el agua de formación. También es conocido para no

despojar los asfáltenos del petróleo y reducir el potencial de emulsiones.

Recomiendan usar 25 LB de Paravan en los tratamientos.

FIGURA 11. Midiendo el químico Paravan

(BJ Services Company, 2010)

De acuerdo a las pruebas de laboratorio, se recomienda el siguiente

tratamiento químico.

TRATAMIENTO QUÍMICO:

Pre flujo 750 de JPI con 25 libras de Paravan 25 y 10

Gls de surfactante

Tratamiento Principal 25% Paravan 25 LB / 75% + 250 Gls. Xileno

VOLÚMENES

BJ Services recomienda el siguiente tratamiento en volumen:

Pre flujo 700 gls

Tratamiento Principal 360 gls de paravan

58

El agua será proporcionada por la compañía para preparar el tratamiento es

muy importante que se use limpia, fresca y se filtre el agua bajo 2 micras para

preparar todo los fluidos de limpieza.

TABLA 5. Químicos

CONCENTRACIÓN POR CADA 1000 GAL

DESCRIPCIÓN CANTIDAD TOTAL

745 gal Xileno 250 gals 250 gal 25 LB Paravan Solvente 63 gals 5 gal NE-110 Non – Emulsificante 1 gals

(BJ Services Company, 2011)

REQUERIMIENTOS DE EQUIPO

Suministrado por Petroecuador

a) 200 bbl de agua fresca para preparar mezclas, agua de desplazamiento y

lavar equipo.

b) Suficiente iluminación en caso de requerirla para trabajo nocturno

c) Línea de retorno desde cabezal del pozo hacia el Frac Tank

d) Un Frac Tank para almacenar los retornos en superficie

Suministrado por BJ Services

a) 1 Unidad de Coiled Tubing.

59

FIGURA 12. Unidad de Coiled Tubbing

(BJ Services Company, 2010)

b) 1 Unidad de Bombeo.

FIGURA 13. Unidad de bombeo

(BJ Services Company, 2010)

c) 1 Grúa

d) 1 Tanque Cisterna de 3 compartimientos de 60 bbls de capacidad cada uno.

e) 1 Tanque 100 x 100 de 200 bbl de capacidad.

60

PRODUCTOS

TABLA 6. Productos Químicos

CANTIDAD UNIDAD DESCRIPCIÓN

250 gals Xileno

750 gals JP1

95 gals 25 LB Paravan Solvente

1 gals NE-110W Non – emulsificante

3 gals Inflo 150 Surfactante

(BJ Services Company, 2011)

PROCEDIMIENTO DE TRABAJO

1. Mover y Ubicar Unidad de Coiled Tubing, Camión Bomba, tanques y

químicos en locación.

2. Realizar una reunión de seguridad con todo el personal y ubicar las

unidades en locación.

3. Preparar el pozo para ser intervenido.

4. Armar el equipo de Coiled Tubing: Colocar X-over para montar BOP

sobre cabezal de pozo.

5. Realizar una prueba de líneas y probar sellos de BOP a 4,000 psi (PT1)

6. Colocar en la punta del Coiled Tubing el conector de cuñas y realizar un

pull test con 12,000 lbf.

7. Armar el siguiente ensamblaje de fondo de 1-11/16”: Conector de cuñas

externas, válvula check, desconector hidráulico, filtro de fondo con

Calibrador de 2-1/8”.

8. Acoplar la cabeza inyectora con el BOP y realizar prueba de presión PT2

(stripper, brazos del BOP y válvulas check).

9. Configurar sensores del sistema de adquisición de datos.

61

10. Se recomienda preparar 60 bbl de agua tratada, esto para evitar inyectar

agua fresca a la formación provocando daños a la misma por emulsiones

11. Cambiar de fluido al Coiled Tubing por 23 bbls de agua tratada.

12. Bajar el CT realizando pull test lentamente bombeando 2 bbl de agua

tratada a una velocidad de 30 ft/seg.

13. Al llegar a 250 ft, detener el Coiled Tubing y proceder a mezclar el fluido

para el tratamiento de limpieza de la completación y la bomba eléctrica

14. Con el pozo abierto bombear baches de 5 bbl del fluido preparado

15. Una vez que el fluido se encuentre en la punta, iniciar a bajar limpiando

desplazando la química con agua tratada.

Nota1: Nunca detener el bombeo durante la limpieza.

Nota 2: De ser necesario y no tener buen avance durante la limpieza,

concretar con el cliente para mezclar más fluido.

16. Una vez terminado el bombeo, abrir el pozo y levantar el Coiled Tubing

hasta superficie.

17. Desfogar presiones y desmantelar el equipo de Coiled Tubing.

18. Colocar bayoneta y poner el pozo a producir encendiendo la bomba

electro sumergible.

RESULTADOS:

Antes y después del tratamiento al pozo, los resultados son positivos y

satisfactorios en el reacondicionamiento.

Equipo BES con problemas de parafinas.

TABLA 7. Equipo BES con problemas de parafinas

FECHA BFPD BPPD

28/02/2010 94 22

62

Producción del mismo equipo luego de la remoción de las parafinas.

TABLA 8. Equipo luego de la remoción de las parafinas

FECHA BFPD BPPD

31/03/2010 991 242

30/06/2010 1023 246

31/08/2010 1139 273

30/09/2010 1150 276

Con los químicos residuales luego del tratamiento son evacuados por un

camión vacumm que depositará en la piscina de residuos, donde

posteriormente serán tratados.

62

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

63

CAPÍTULO V

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 CONCLUSIONES

� El resultado del problema presentado en el pozo y del diseño del

programa de limpieza, tiene una aplicación concreta y pudo mostrar

resultados a los problemas ocasionados en el pozo Auca 92,

permitiendo la medición de la eficacia del tratamiento.

� Una disminución del espacio en los alabes de la bomba por la

obstrucción de la parafina, disminuyó el movimiento del fluido a través

de los alabes de todas los impulsores de las bombas centrifugas que

están intercomunicados que son los componentes de las bombas

electro sumergibles que están intercomunicados entre sí; además de

los depósitos de parafinas y acumulación de finos en las perforaciones,

en la tubería de producción, y en el cabezal del pozo, crea la escala,

que afecta a los sistemas de levantamiento artificial tales como bombeo

electro-sumergible, bombeo hidráulico entre otros.

� Los trabajos de limpieza con solventes y productos químicos

especiales como parte de las operaciones de reacondicionamiento,

tiene el propósito de mejorar las condiciones operativas de los equipos

de producción artificiales y de las formaciones productoras cuya

producción es deficiente; para mejorar estas propiedades, las

dosificaciones recomendadas y preparadas por BJ Services Company

S.A. fueron excelentes en razón de que el equipo quedo limpio y

liberado de parafinas, que fue corroborado cuando la bomba entro en

64

funcionamiento y luego de varios minutos se vino el fluido del pozo en

las cantidades esperadas por los técnicos.

� El propósito principal de un trabajo de estimulación con ácido es limpiar

la completación del pozo que esta formado por la bomba BES

compuesta de bombas, sección sellante, separador de gas, motor y

sensor de fondo y las perforaciones para que el fluido pueda ingresar

de la formación productora al pozo, de esta manera, liberar los

punzados existentes.

65

5.2 RECOMENDACIONES

• Para la remoción de parafinas se debe usar solventes y químicos

especiales, puesto que las parafinas no son solubles ni dispersables

por la mayoría de hidrocarburos crudos, y son resistentes al ataque de

los ácidos, bases y agentes oxidantes y pueden precipitar en el pozo,

cerca de la cara del borde del pozo, o en los espacios porosos de la

formación; además de acumularse en tuberías de producción, líneas

superficiales de flujo y equipos de almacenamiento.

• Se recomienda un análisis del sistema productivo real con el propósito

de interpretar los datos y efectuar un pronóstico del potencial del

mismo con el fin de diseñar un tratamiento adecuado que involucre el

uso de capilares sujetos a la tubería de producción para mantener en

estado disuelto a las parafinas evitando de esta manera que se

impregnen en el BHA de producción.

• La primera indicación de que un pozo necesita atención se refleja en la

producción diaria del mismo; una caída de la rata de producción indica

que se presenta un problema en pozo, una determinación de la

naturaleza del problema debe tomarse después de haber realizado los

análisis de laboratorio.

• La aplicación de la tecnología del nitrógeno en condiciones controladas

en conjunto con el equipo de CTU o tubería flexible, optimiza las

operaciones para el bombeo de las soluciones a la formación,

permitiendo limpiar las impurezas adecuadamente. El equipo necesario

para el proceso consiste en unidades de bombeo, tanques de mezcla

para soluciones químicas y demás fluidos; en algunos casos se usa

66

equipo auxiliar como mezcladores para la preparación de geles o

emulsiones.

• Pese a que existe equipos tradicionales para evaluación de pozos

podemos optimizar el mismo equipo BES y hacer pruebas de

producción a diferentes ratas. También es posible realizar con el

sensor Phoenix que está incluido dentro de la completación BES

cierres de pozo, restauración de presiones y análisis de Buil Up, y de

esta manera optimizamos gastos económicos ya que estos trabajos

mencionados se los realiza sin torre de rea-condicionamiento.

68

BIBLIOGRAFÍA

67

BIBLIOGRAFÍA

• Baker Hughes INTEQ. (1998). Manual de Ingeniería de Fluidos.

Houston.

• Baroid Drilling Fluids, Inc. Baroid Fluids Handbook, (1998). Houston,

USA.

• Core Lab Reservoir Optimization. Advances in Formation Damage

Assessment and Control Strategies. Course Project.

• Manual de Fluidos, (2001), ManualM-I SWACO,

• Petroecuador. (2004). La cuenca Oriente: Geología y Petróleo. Quito.

• RAMÍREZ J. (2004) Arcilla, Química Industrial.

68

ANEXOS

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ANEXO 1. Hinhibidores

INHIBIDORES

Funcionan inhibiendo la cristalización y aglomeración de la parafina. Los inhibidores son efectivos cuando se inyectan continuamente en las líneas de flujo y fondos de pozo. Para crudos de bajo corte de agua (< 30%). Sucede Que estos productos son solamente solubles en aceite.

Inhibidores

PROD

UCTO

SOLUBILIDAD APLICACION

ES

RECOMENDA

DAS

BENEFICIOS PRUEBAS

APROPIADAS

CAMPO/LAB

ORATORIO

V

IS

C

O

91

5

Soluble en

aceite

- Inyectar

continuamente

antes de la

aglomeración de

parafinas

- Mejora la operación

de equipos del subsuelo y

en superficie

Pour Point

Cloud Point

Cold Finger

V

IS

C

O

47

12

Soluble en

aceite

- Específicamente

para squeeze

- Efectivo en reducir

los atascamientos de

bombas de subsuelo y

taponamiento de tuberías

de producción

Pour Point

Cloud Point

Cold Finger

V

IS

C

O

47

13

Soluble en

hidrocarburo

Dispersible en

agua

- Inyectar

continuamente

antes de la

aglomeración de

parafinas

- Reductor de Pour

Point

- Disminuye los

requerimientos de

calentamiento

Pour Point

Cloud Point

Cold Finger

V

IS

C

O

47

33

Soluble en

aceite

- Inyectar

continuamente

antes de la

aglomeración de

parafinas

- Mejora la operación

de equipos de subsuelo y

en superficie

Pour Point

Cloud Point

Cold Finger

PARA

SQUEEZE

- Baches en aceite

o puro

- Reduce presión en

las líneas

Hot flash con

aceite o puro

(Halliburton, 2010)

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ANEXO 2. Cabezal de pozo

(EP PETROECUADOR, 2002)