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ESTUDIO SOBRE LA FORMACIÓN DE INCRUSTACIONES POR ACUMULACIONES DE DEPÓSITOS MINERALES DENTRO DE LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN, PREVENCIÓN Y REMOCIÓN, VILLAVICENCIO, 2010.

JOSUÉ DANIEL MANRIQUE BRIÑEZ NELSON RANGEL CORDOBA

CORPORACIÓN INTERNACIONAL DEL PETROLEO TÉCNICO PRODUCCIÓN DE PETROLEO Y FACILIDADES DE SUPERFICIE VILLAVICENCIO 2010 1


ESTUDIO SOBRE LA FORMACIÓN DE INCRUSTACIONES POR ACUMULACIONES DE DEPÓSITOS MINERALES DENTRO DE LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN, PREVENCIÓN Y REMOCIÓN, VILLAVICENCIO, 2010.

JOSUÉ DANIEL MANRIQUE BRIÑEZ NELSON RANGEL CORDOBA

Directora De Investigación Y Proyecto De Grado Johana Paola Silva Rodríguez

CORPORACIÓN INTERNACIONAL DEL PETROLEO TÉCNICO PRODUCCIÓN DE PETROLEO Y FACILIDADES DE SUPERFICIE VILLAVICENCIO 2010 2


NOTA DE ACEPTACIÓN

_____________________________________ _____________________________________ _____________________________________ _____________________________________

DIRECTOR DE PROYECTO

_______________________________________

VILLAVICENCIO – META, NOVIEMBRE 2010

3


AGRADECIMIENTOS

Agradezco principalmente a Dios por la oportunidad que me brinda de vivir, a mi familia por su apoyo incondicional y a cada uno

de los docentes que nos

colaboraron en el desarrollo del proyecto especialmente al profesor Benjamín Daza R, Luis Fernando H y Luis Gustavo Ramírez.

Josué Daniel Manrique Briñez.

4


DEDICATORIA

Les dedico este proyecto a Dios y a mi familia, por haber estado presente en cada paso, camino a la meta que voy a cumplir gracias al esfuerzo de muchos que hicieron posible la culminaci贸n de una etapa del largo trayecto de mi vida profesional.

Nelson Rangel C贸rdoba.

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CONTENIDO Pág. 1. GLOSARIO

8

2. INTRODUCCIÓN

9

3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

10

4. TABLA DE IMÁGENES

11

5. JUSTIFICACIÓN

12

6. OBJETIVOS

13

6.1.

Objetivo General

13

6.2.

Objetivos Específicos

13

7. ALCANCES Y LIMITACIONES

14

8. METODOLOGÍA

15

9. MARCO TEORICO

16

9.1.

FORMACIÓN DE INCRUSTACIONES INORGÁNICAS.

16

9.2.

El agua

17

9.2.1. Propiedades del agua

18

9.2.2. Sustancias que se encuentran disueltas en un agua natural subterránea. Iones fundamentales y menores.

18

10. INCRUSTACIONES

20

10.1. Factores que determinan la formación de incrustaciones.

21

10.2. Depósitos encontrados en las aguas asociadas a la producción de crudo.

22

10.3. Causas y factores que afectan la formación de incrustaciones.

25

10.4. Compatibilidad de las mezclas de aguas.

28

10.5. Lugares donde se precipitan las incrustaciones.

31

10.6. Depósitos incrustantes encontrados en la industria del petróleo.

33

10.7. Carbonato de calcio (caco3).

34

10.8. Sulfato de calcio caso4.

36

10.8.1.

Sulfato de bario (baso4).

38

10.8.2.

Compuestos de hierro.

40 6


10.8.3.

Depósitos incrustantes de silica y silicatos.

45

10.9. Problemas que ocasionan las incrustaciones en la industria del petróleo.

45

11. PREVENCION DE LA FORMACION DE INCRUSTACIONES

48

11.1. Control químico de incrustaciones.

50

11.2. Inhibidores de incrustación.

51

11.3. Aplicación del inhibidor de scale.

56

11.4. Aplicación de inhibidor de incrustación en forma continúa.

57

11.5. Aplicación de inhibidor de incrustación por squeeze.

58

11.6. Mecanismos de control de incrustaciones no químicos.

59

12. REMOCION DE SCALE

60

12.1. Remoción de scales por métodos mecánicos.

60

12.2. Remoción química de scale.

62

12.2.1.

Ácidos minerales.

63

13.

MONITOREO Y CONTROL DE LAS INCRUSTACIONES

64

13.1. Método de campo para la identificación de depósitos.

68

13.2. Gases disueltos en agua.

75

14. CONCLUSIONES

78

15. CIBERGRAFIA

79

16. CONTENIDO DE TABLA DE TABLA

80

7


1. GLOSARIO

 El agua es una sustancia Abiótica: designa a aquello que no es biótico, es decir, que no forma parte o no es producto de los seres vivos.

Saturación: Estado de una disolución que ya no admite más cantidad de la sustancia que disuelve.

Iones: el enlace iónico es una unión que resulta de la presencia de fuerza de atracción electrostática entre los iones de distinto signo, es decir, uno fuertemente electropositivo (baja energía de ionización) y otro fuertemente electronegativo (alta afinidad electrónica). Eso se da cuando en el enlace, uno de los átomos capta electrones del otro.

Aniones: Es un ion (sea átomo o molécula con carga eléctrica negativa, es decir, con exceso de electrones Los aniones se describen con un estado de oxidación negativo. Los hay monoatómicos y poliatomicos.

 Catión: es un ion (sea átomo o molécula) con carga eléctrica positiva, es decir, ha perdido electrones. Los cationes se describen con un estado de oxidación positivo.  Incrustación: son un recubrimiento denso de material predominante inorgánico, formado por la precipitación química inducida de constituyentes soluble en el agua.  scales (incrustaciones) scale es un depósito formado en la superficie donde aguas incompatibles tienen contacto.  sludges (barros y lodos) puede formarse en un sitio y depositarse en otro.  pH: es una medida de la acidez o alcalinidad de una solución.

 EDTA: ácido etilendiaminotetraacético o EDTA, es una sustancia utilizada como agente quelante que puede crear complejos con un metal que tenga una estructura de coordinación octaédrica.

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2. INTRODUCCIÓN

La acumulación de sedimentos minerales es uno de los problemas de producción que más preocupan a los ingenieros de petróleos. Se trata de un conjunto de depósitos que se incrustan en los orificios de los cañoneos, los revestidores, las tuberías de producción, las válvulas, las bombas y los equipamientos de complementación del pozo, de manera tal que obstruyen el orificio e impiden el flujo normal de los fluidos.

La mayor parte de las incrustaciones que se encuentran en los campos petroleros se forman por precipitación de minerales presentes en el agua de formación, o bien como resultado de que el agua producida se sobresatura de componentes minerales cuando dos aguas incompatibles se encuentran en el fondo del pozo.

Las incrustaciones en las tuberías de producción. En este caso, la formación de incrustaciones de carbonato de calcio en las tuberías obstruye más del 40% del área de fluencia de la tubería e impide el acceso de las herramientas de reparación del pozo a las secciones inferiores.

9


3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Uno de los problema para las compañías que invierten en la explotación de los recursos no renovables, como es los hidrocarburos, es el tener que combatir con los procesos químicos que se forman al desestabilizar el contorno en que se encuentra naturalmente, provocando otras raciones químicas que perjudican la extracción del crudo; como es la formación de cristales y otros, dentro de la tubería de producción.

La

acumulación

de

incrustaciones

dentro

de

las

tuberías,

causa

un

estrangulamiento y posteriormente un colapso y sierre de pozo, que provoca millones de dólares de pérdidas cada año. Los nuevos hallazgos con respecto a la acumulación de depósitos minerales les permiten a los ingenieros de producción pronosticar la formación de los mismos, de forma tal que se pueda prevenir el desarrollo de condiciones operativas adversas utilizando nuevas técnicas de inhibición. Así mismo, se dispone de nuevas herramientas capaces de eliminar los depósitos de sedimentos de los revestidores y de las tuberías.

Por tal razón se propone investigar afondo las posibles causas que producen tales taponamientos y con esto brindar una herramienta de ayuda para los futuros técnicos de producción de petróleo que se formen en institución Corporación Internacional del Petróleo COINSPETROL ya que brinda una formación integral para la parte laboral y humana.

10


4. TABLA DE IMÁGENES

pag Figura 1. Tubo con incrustaciones inorgánicas.

22

Figua 2. Nucleación homogénia.

24

Figura 3. Nucleación heterogénia.

24

Figura 4. Pozo inyectándole agua.

31

Figura 5. Incrustaciones en la formación.

31

Figura 6. Daños en la cara de la formación.

32

Figura 7. El proceso de quelación.

40

Figura 8. Corrosión.

43

Figura 9. Depósitos minerales en la tubería.

47

Figura 10. Dispersión y estabilización.

52

Figura 11. Precipitación de inhibidores con separación de fase.

53

Figura 12. La sarta macaroni.

58

Figura 13. Mecanismo magnético.

59

Figura 14. Marrano pig.

61

Figura 15. Paraffin cutter y casing brushers.

62

Figura 16. Cupones de incrustaciones.

65

11


5. JUSTIFICACIÓN

En la capacitación de un técnico bien formado, las empresas ganan en

la

producción de petróleos y en especial si llegan a tener un buen conocimiento en la formación, y prevención de las incrustaciones y su posterior remoción.

Por tal razón nos propusimos recopilar estas generalidades sobre la formación de incrustaciones, ya que en los archivos del instituto no encontramos de este tema en específico. También quedaría para que otros alumnos investiguen y profundicen.

En la actualidad las empresas aspiran adquirir buenos dividendos, que tener que perder parte de su dinero por el cierre de unos de sus pozos productores de crudo, por no tener entre sus empleados a uno que pudo proveer este daño, de esta manera minimizar los riesgos de pérdida en la producción.

Es muy conveniente que un técnico sepa afrontar estos problemas cuando ya se han presentado para que sea resuelto y se pueda continuar extrayendo sin ningún incidente que baje la producción y beneficie a todos.

12


6. OBJETIVO

6.1.

OBJETIVO GENERAL

Conocer los diferentes elementos técnicos de ingeniería, implicados en

la

formación de incrustaciones por acumulaciones de depósitos minerales, dentro de la tubería de producción, prevención y remoción.

6.2. 

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Recopilar información general sobre las causas de las

posibles

formaciones de incrustaciones en la tubería y la remoción. 

Seleccionar el material de información recopilado, con el fin de incluir en el

estudio solo el más pertinente al tema de las formaciones de incrustaciones.

Conformar el documento de investigación

con los elementos de

conocimiento e información seleccionados.

13


7. ALCANCES Y LIMITACIONES

Con la utilización de estas generalidades se garantizará que la persona que consulte quedará con buenos conocimientos, que fueron suministrados por docentes pertenecientes a la institución “COINSPETROL” y también de las investigaciones realizadas por otros profesionales en el asunto.

Todo los recursos aportados desde el inicio en este proyecto son intangible (ideas, explicación, métodos), que posteriormente servirán para ser experiencias en algún momento al ser puestos en práctica por quien apuesto su confianza en lo que ha aprendido a través de este medio de investigación.

Los Investigadores pretenden también con este Estudio, realizar un aporte, en forma de proyecto de investigación, como material de apoyo a futuras investigaciones que sobre el mismo tema o temas similares relacionados, efectúen miembros

de

la

comunidad

científica

y

académica

de

la

institución

“COINSPRETROL”.

14


8. METODOLOGÍA

Con estas generalidades de aclaraciones,

información y sus respetivas imágenes y

en el cual se explique de forma práctica y sencilla la manera

correcta de realizar la remoción y prevención de la formación de incrustaciones.

Después se digitalizará la información para que el alumno de COINSPETROL cuente con una buena investigación no solo con imágenes, sino que también encuentre en la biblioteca de la institución de un soporte escrito donde consultar.

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9. MARCO TEÓRICO

9.1.

FORMACIÓN DE INCRUSTACIONES INORGÁNICAS.

La formación de incrustaciones inorgánicas en tuberías profundas de pozos petroleros es un fenómeno que repercute en una disminución en la producción de los pozos y su ocurrencia depende de la composición química del agua de la formación, así como de la temperatura del yacimiento.

Básicamente, la formación de fases sólidas se debe a la descompresión del fluido en su ascenso a la superficie, lo que modifica las condiciones de equilibrio fluidomineral hacia fases termodinámicamente más estables (Ellis y Mahon, 1977).

En los yacimientos de petróleo la temperatura suele ser cercana al gradiente térmico promedio de la tierra, 25- 30°C/km, (Elder, 1981). Considerando las profundidades a las que ocurre la explotación petrolera (5-6 km), la temperatura alcanza valores del orden de hasta 200°C; lo que denota la existencia de un gradiente local ligeramente mayor al promedio.

En el Activo de Producción se presenta la problemáticas por la ocurrencia de incrustaciones

en tuberías profundas de pozos, ya que en la producción, se

conjugan fenómenos tanto de descompresión como la relativamente alta temperatura de la formación.

Existen diversos procesos que ayudan a controlar y/o eliminar la formación de fases sólidas en las tuberías, su costo normalmente es alto y para llevarlos a cabo se requiere contar con la caracterización fisicoquímica del agua de formación.

A partir de los datos de composición química del agua, puede modelarse el equilibrio químico a una temperatura dada para, posteriormente, obtener los 16


índices de saturación de los minerales característicos con el objeto de conocer o predecir cuáles fases pueden formar los depósitos.

Conocer el estado de saturación las principales fases minerales del agua. (a) muestreo y caracterización fisicoquímica de aguas de pozos petroleros y (b) modelación del equilibrio químico a condiciones de cabezal y de yacimiento para obtener índices de saturación de minerales característicos de sistemas hidrotermales, con el propósito de predecir las fases minerales que pueden encontrarse en incrustaciones superficiales y profundas.

9.2.

EL AGUA

Es una sustancia abiótica la más importante de la tierra y uno de los más principales constituyentes del medio en que vivimos y de la materia viva. En estado liquido aproximadamente un gran porcentaje de la superficie terrestre está cubierta por agua que se distribuye por cuencas saladas y dulces, las primeras forman los océanos y mares; lago y lagunas, etc.; como gas constituyente La humedad atmosférica y en forma sólida la nieve o el hielo.

El agua constituye lo que se llama la hidrosfera y no tiene límites precisos con la Atmósfera y la litosfera porque se compenetran entre ellas.

En definitiva, el agua es el principal fundamento de la vida vegetal y animal y por tanto, es el medio ideal para la vida, es por eso que las diversas formas de vida prosperan allí donde hay agua.

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9.2.1. PROPIEDADES DEL AGUA

Se pueden clasificar en: Físicas y Químicas Propiedades físicas: 

Es un cuerpo líquido, incoloro, inodoro e insípido.

En grandes cantidades toma una coloración azul-verdosa.

Su densidad es igual a 1 g/cm3 cuando se determina a 40°C y al nivel del mar.

Hierve a la temperatura de 100°C al nivel del Mar.

Su punto de solidificación es de 0°C (forma el hielo).

Tiene gran poder disolvente por lo que se les llama "disolvente universal".

Propiedades Químicas 

Se combina con metales y no metales dando oxido e hidróxidos.

Se combina con óxidos metálicos y da bases.

Se combina con óxidos no metálicos y de ácidos oxácidos.

Se descompone por electrolisis de hidrógeno y oxigeno.

Para descomponerse por otro procedimiento necesita temperaturas superiores a 27 ° C.

Entre más alta sea la temperatura del agua mayor es el grado de corrosión. Esta tiende a disociarse en sus iones constitutivos (H+ OH-), que da más reactividad.

9.2.2. SUSTANCIAS QUE SE ENCUENTRAN DISUELTAS EN UN AGUA NATURAL SUBTERRANEA. IONES FUNDAMENTALES Y MENORES

En un agua subterránea natural, la mayoría de las sustancias disueltas se encuentran en estado iónico. Unos cuantos de estos iones se encuentran presentes casi siempre y su suma representa casi la totalidad de los iones presentes; estos son los iones fundamentales. 18


Estos iones fundamentales son: Aniones Cloruro ClSulfato SO4-Bicarbonato CO3H-

Cationes Sodio Na+ Calcio Ca++ Magnesio Mg++

Es frecuente que los aniones nitrato (NO3-) y carbonato (CO3--) y el catión potasio (K+) se consideren dentro del grupo de iones fundamentales aun cuando en general su proporción es pequeña. Otras veces se incluye además el ion ferroso (Fe++). Entre los gases deben considerarse como fundamentales el anhídrido carbónico (CO2) y el oxígeno disuelto (O2), aunque no es frecuente que se analicen en aguas subterráneas. Entre las sustancias disueltas poco ionizadas o en estado coloidal son importantes los ácidos y aniones derivados de la sílice (SiO2). El resto de iones y sustancias disueltas se encuentran por lo general en cantidades notablemente más pequeñas que los anteriores y se llaman iones menores a aquellos que se encuentran habitualmente formando menos del 1% del contenido iónico total y elementos traza a aquellos que aunque presentes están por lo general en cantidades difícilmente medibles por medios químicos usuales. Los iones menores más importantes son, además de los ya citados NO3-, CO3--, K+ y Fe++, el NO2-, F-, NH4+ y Sr++. Suelen estar en concentraciones entre 0.01 y 10 ppm. En concentraciones entre 0.0001 y 0.1 ppm, suelen estar los iones menores: Aniones: Br-, S--, PO4-3, BO3H2-, NO2-, OH-, I-, etc. Cationes: Fe+++, Mn++, NH4+, H+, Al+++, etc.

19


Los iones metálicos derivados del As, Sb, Cr, Pb, Cu, Zn, Ba, V, Hg, U, etc., a veces están en cantidades medibles, pero en general son elementos traza. El resto de posibles iones están casi siempre en cantidades menores que 0.0001 ppm. Las aguas subterráneas llamadas dulces contienen como máximo 1000 o quizá 2000 ppm de sustancias disueltas; si el contenido es mayor, por ejemplo hasta 5000 ppm se llaman aguas salobres y hasta 40000 aguas saladas. No es raro encontrar aguas que superen los 40000 ppm de sustancias disueltas llegando a veces hasta 300000 ppm. A estas aguas se les llama salmueras y están asociadas con frecuencia a depósitos salinos, aguas de yacimientos petrolíferos o bien aguas muy antiguas situadas a gran profundidad.

10. INCRUSTACIONES

Las incrustaciones son un recubrimiento denso de material predominante inorgánico, formado por la precipitación química inducida de constituyentes soluble en el agua, que se vuelven insolubles por aumento de temperatura, lo cual causa un exceso en el producto de solubilidad de algún constituyente del sistema.

Las incrustaciones más comunes están formadas por:  Carbonatos de calcio  Fosfato de calcio  Sales de magnesio  Sílice

20


10.1.

FACTORES QUE DETERMINAN LA FORMACIÓN DE INCRUSTACIONES.

Los factores que determinan si un agua es formadora de incrustaciones son:  Temperatura  Basicidad o acidez (pH)  Cantidad presente de materiales formadores de incrustaciones  Influencia de otros materiales disueltos, los cuáles pueden o no ser formadores de incrustaciones

Cuando alguno de estos factores cambia, la tendencia incrustante cambia. La mayoría de sales llegan a ser más solubles cuando se incrementa la temperatura. Sin embargo, algunas sales como el carbonato de calcio se hacen menos solubles cuando se incrementa la temperatura. Por eso, el carbonato de calcio causa depósitos a alta temperatura.

Un cambio en pH afecta gradualmente la formación de incrustaciones. Por ejemplo, cuando el pH se incrementa el carbonato de calcio (el más común de los constituyentes de incrustaciones) decrece en solubilidad y se deposita. Algunos materiales tales como la sílice (SiO2) son menos solubles a pH bajos. Cuando la cantidad de material disuelto en agua y formadores de incrustaciones excede el punto de saturación, puede resultar en incrustaciones. Además otros sólidos disueltos pueden influenciar la tendencia formadora de incrustaciones.

En general, altos niveles de sólidos disueltos formadores de incrustaciones presentan las más altas probabilidades de formación de incrustaciones.

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10.2. DEPOSITOS ENCONTRADOS EN LAS AGUAS ASOCIADAS A LA PRODUCCION DE CRUDO.

Figura 1. Tubo con incrustaciones inorgánicas.

Los depósitos del agua pueden ser clasificados como scales (incrustaciones) y sludges (barros y lodos). Estos se diferencian básicamente porque el scale es un depósito formado en la superficie donde aguas incompatibles tienen contacto, mientras que el sludge puede formarse en un sitio y depositarse en otro. El sludge puede acumularse en zonas del sistema donde la rata de flujo es baja o donde las líneas de flujo son curvas; en estos lugares se irán acumulando depósitos los cuales reducirán el flujo.

Los sludges son generalmente menos adherentes que los scales y por lo tanto más fáciles de remover por medios mecánicos (marranos o raspadores). Los scales por su naturaleza de formación son más duros y más impermeables que los sludges.

22


Si se quiere ser mucho más específicos, los depósitos encontrados en el agua se pueden clasificar como: scales,

sludges,

productos de corrosión y depósitos

biológicos.

El agua contiene algunos iones que al combinarse forman compuestos de baja solubilidad, los cuales al sobrepasar el límite que tiene el agua para mantenerlos en

solución,

se

precipitan

formando

depósitos

sólidos

(SCALE ++

++

o ++

INCRUSTACIONES) que a su vez son adherentes y duros (Mg , Ca , Ba ) cationes.

La manera como se forman los scale es explicada a continuación y se tomará el sulfato de bario como ejemplo. Se tiene una solución sobresaturada de iones de bario (Ba++, cargados positivamente) y iones sulfato (SO4=,

cargados

negativamente), estos al estar en constante movimiento y frecuente contacto, tenderán a atraerse por tener cargas opuestas, al unirse estos iones inicialmente formarán los llamados clusters (racimos) que constantemente se irán formando y creciendo o en su defecto desintegrándose. Cuando un cluster crece lo suficiente este se convierte en un cristal,

el cual es una partícula microscópica.

Los

cristales se van uniendo y creciendo hasta convertirse en un depósito incrustante (scale), el cual se puede apreciar a simple vista y está adherido a la superficie de las estructuras.

23


FORMACIÓN DE LAS INCRUSTACIONES Procesos de nucleación. La formación de incrustaciones comienza en soluciones sobresaturadas con pares de iones que forman cristales individuales, proceso llamado nucleación homogénea.

Figua 2. Nucleación homogénia

También pueden ocurrir sobre defectos preexistentes en las superficies, como puntos ásperos en la superficie de la tubería en contacto con el líquido, denominada nucleación heterogénea.

Figura 3. Nucleación heterogénia

Los scales depositados en una forma rápida tienden a ser porosos, a poseer canales y su remoción con ácidos o removedores es fácil, en cambio los que se depositan lentamente son frecuentemente duros, densos y su remoción puede ser complicada con técnicas convencionales.

24


El control de scale junto con el control de la corrosión es uno de los objetivos básicos en el manejo de aguas.

Para el tratamiento de las incrustaciones se utilizan los siguientes procedimientos:

1. Pre-tratamiento del agua para remover iones formadores de scale. 2. Tratamiento para prevenir o retardar la depositación. 3.

Remoción de scale previamente depositado utilizando medios

mecánicos y/o químicos

10.3. CAUSAS Y FACTORES QUE AFECTAN LA FORMACION DE INCRUSTACIONES

La formación de incrustaciones se debe básicamente a las siguientes causas y factores:  Presencia en el aguas de iones capaces de formar compuestos de baja

solubilidad: La composición del agua es el factor que más afecta la depositación de scales, pues si existen suficientes iones que al combinarse formen depósitos, condiciones físicas.

es probable que se presenten scales a determinadas Algunos de los iones potenciales que pueden formar

incrustaciones son: iones de sulfato, calcio, bario, estroncio, etc.

Publication: Oilfield Review, Volume: 11, Issue: 3 Publication Date: 10/01/1999

Tabla 1. Solubilidad de minerales en función de la salinidad. 25


 Concentración iónica: Esto es muy importante, pues si la concentración de

iones es menor al límite de saturación permanecerán en solución y no se precipitaran, por el contrario si la concentración es alta, y sobre pasa los límites de saturación, habrá precipitación y ende formación de incrustaciones. Los sólidos totales disueltos también influyen en la solubilidad del scale, debido a que la solubilidad de todos los scale aumenta con los sólidos totales disueltos, especialmente la del sulfato de bario.  Caídas de presión: Debido a que la solubilidad de los gases disuelto

disminuye y por lo tanto se libera el CO2 que reacciona en solución con el agua para formar ácido carbónico (HCO3) el cual reduce el pH y favorece la solubilidad del carbonato de calcio. También cuando se disminuye la presión aumenta la tendencia de precipitación del sulfato de calcio.

Publication: Oilfield Review, Volume: 11, Issue: 3 Publication Date: 10/01/1999

Tabla 2. Solubilidad de minerals en función de la presión.  Cambios de temperatura: La temperatura afecta la solubilidad de los iones y

gases en solución y la velocidad de la mayoría de las reacciones.

A mayor temperatura aumenta ligeramente la solubilidad del sulfato de bario y estroncio, pero disminuye la solubilidad del carbonato de calcio. La solubilidad del sulfato de calcio aumenta hasta 96 °F y luego a mayores incrementos de temperatura comienza a disminuir su solubilidad.

26


Publication: Oilfield Review, Volume: 11, Issue: 3 Publication Date: 10/01/1999

Tabla 3. Solubilidad de minerales en función de la temperatura. Cuando aumenta la temperatura disminuye la solubilidad de los gases ácidos en solución como el CO2 y el H2S, incrementándose el pH del agua.  pH: El pH influye significativamente en la solubilidad del carbonato de calcio,

Cuando el pH cae la solubilidad del carbonato de calcio aumenta.  Mezcla de dos o más aguas incompatibles: Se debe evitar a toda costa

hacer mezclas de aguas como las siguientes: 

Un agua que contenga bario con un agua que contenga sulfato, porque si no se tendrán problemas de sulfato de bario.

Un agua que contenga alto contenido de calcio con otra que contenga altas concentraciones de bicarbonato y/o sulfato,

pues pueden

originarse problemas de carbonato de calcio y/o sulfato de calcio. 

Aguas que contengan H2S con aguas que contengan hierro, debido a que se pueden originar problemas de sulfuro de hierro.

27


Aguas oxigenadas con aguas que contengan hierro, pues el oxígeno oxidará el ion ferroso a férrico y se presentarán problemas de óxido férrico.

Agua que contengan elevadas concentraciones de sulfato con aguas que presenten problemas de bacterias sulfato reductoras (SBR), debido a que se podrán presentar problemas de sulfuro de hierro.

 Turbulencias: La turbulencia creada por las caídas de presión reduce la

presión parcial de los gases ácidos y por lo tanto la solubilidad de los mismos liberándolos del agua,

y por ende aumentando el pH y la tendencia a la

precipitación del carbonato de calcio. También tiene ligera influencia sobre el sulfato de calcio.

10.4.

COMPATIBILIDAD DE LAS MEZCLAS DE AGUAS

Cuando se desarrollan proyectos de recuperación secundaria en los que se incluye la inyección de agua,

es muy común encontrar mezclas de aguas

asociadas a la producción con aguas ajenas al yacimiento para aumentar los volúmenes de inyección;

Sin embargo, estas mezclas pueden resultar

incompatibles, debido a que se pueden producir reacciones químicas indeseables entre los iones disueltos en las aguas, formándose depósitos incrustantes. Cuando esto ocurre se dice que las aguas son incompatibles y se hace necesario tratarlas con productos químicos.

28


Incrustaciones de minerales debido a aguas incompatibles. En la tabla se observan las diferencias típicas de concentración de iones que existen entre el agua de formación y el agua de mar.

El gráfico inferior muestra la cantidad de sedimentos que precipitan a partir de diferentes mezclas de agua de mar y agua de formación.

Tabla 4. Se observan las diferencias típicas de concentración de iones.

Publication: Oilfield Review, Volume: 11, Issue: 3 Publication Date: 10/01/1999

La formación de depósitos de baja solubilidad en la mezcla de aguas incompatibles dependerá básicamente de:

Tabla

5.

Composición

de

salmuera de dos aguas diferentes.

* La relación a la cual las aguas son mezcladas * El pH final * La temperatura resultante

Cuando un agua que no es compatible con el agua intersticial es inyectada en un yacimiento o en cualquier formación, los depósitos se formarán solamente donde 29


hacen contacto y se mezclan. Si hay un pequeño grado de mezcla, los depósitos se formarán en sólo un pequeño volumen de agua; inversamente, con un alto grado de mezcla se obtiene la formación de depósitos en un gran volumen de agua.

Cuando los iones de las aguas incompatibles reaccionan, no todas las sustancias en reacción se precipitan; solamente lo hacen las cantidades que exceden la concentración de saturación. La solubilidad de un compuesto depende de factores tales como presión, temperatura, pH y/o la presencia de otros iones.

En la práctica cuando se vayan a mezclar dos o más aguas,

es necesario

determinar la compatibilidad de las mismas realizando cálculos de solubilidad y/o haciendo pruebas experimentales en el laboratorio.

A continuación veremos un ejemplo en el que dos aguas incompatibles son mezcladas. Tabla 6. Un ejemplo en el que dos aguas incompatibles son mezcladas.

IONES

Agua A

Agua B

Mezcla de A y B 50% / 50%

Calcio Bario Bicarbonato Sulfato

180 46 8 0

30 0 3000 2000

105 23 1504 1000

Nótese que las aguas por separadas no presentan un potencial alto de problemas de incrustación, pero al hacer una mezcla al 50% / 50% se crea un potencial alto de formación de incrustaciones de carbonato de calcio, sulfato de bario y sulfato de calcio.

30


10.5. LUGARES DONDE SE PRECIPITAN LAS INCRUSTACIONES

Los sitios en donde se pueden presentar las incrustaciones van desde la cara de la formación productora hasta la matriz de la formación receptora de de agua.

Figura 4. Pozo inyectándole agua.

El primer sitio donde existe caída de presión es la cara de la formación productora y los orificios de las perforaciones. Si hay un sistema de levantamiento artificial se presentan caídas de presión en el segregador de gas y lodo, en las bombas de varilla (bombeo mecánico), en las válvulas y sellos de las bombas, en las varillas de bombeo,

en los impelers y difusores de las bombas centrifugas,

en las

válvulas fijas y válvulas de gas lift.

Figura 5. Incrustaciones en la formación. 31


Posteriormente el fluido sube a superficie y es llevado a las baterías, en este recorrido se presentan caídas de presión en choques,

válvulas,

cambios de

diámetro interno de tuberías, codos, rugosidades de las tuberías, etc. En la batería se presenta incrustaciones en la salida de agua de los separadores, tratadores y FWKO, en los pirotubos de los tratadores, en las restricciones y accesorios de las líneas de flujo y descarga de las bombas. Finalmente el agua es inyectada y se presentarán incrustaciones por caídas de presión, aumento de la temperatura e incompatibilidad de aguas en las perforaciones de la formación receptora y en la matriz de la misma.

Figura 6. Daños en la cara de la formación. >Daños en un pozo en producción. La autosedimentación puede ser causa de problemas en los pozos productivos (derecha), en los que se forman incrustaciones cerca de la garganta de los cañoneos (cuadro derecho). La caída de presión sobre la matriz cercana al pozo puede provocar una precipitación incontrolable de CaCO3. La mezcla de aguas incompatibles (agua de inyección y agua de formación) puede provocar la precipitación de sedimentos minerales en la matriz de la formación (izquierda).

32


10.6. DEPOSITOS INCRUSTANTES ENCONTRADOS EN LA INDUSTRIA DEL PETROLEO

Los depósitos incrustantes más comunes encontrados son:  Carbonato de calcio (CaCO3)  Sulfato de calcio (CaSO4)  Sulfato de bario (BaSO4)  Sulfato de estroncio (SrSO4)  Cloruro de sodio (NaCl)  Silicatos insolubles  Compuestos de hierro como:  Carbonato ferroso (FeCO3)  Sulfuro ferroso (FeS)  Hidróxido ferroso (Fe(OH)2)  Hidróxido férrico (Fe(OH)3)  Oxido férrico (Fe2O3). En la tabla siguiente se ilustran los anteriores depósitos y se presentan características más por menorizadas de los mismos. Tabla 7. Tipos de depósitos de incrustación NOMBRE QUIMICO

FORMULA QUIMICA

NOMBRE MINERAL

Depósitos de incrustación solubles en agua Cloruro de Sodio

NaCl

Halita

Depósitos de incrustación solubles en ácido Carbonato de Calcio Carbonato de Hierro Sulfuro de Hierro Oxido de Hierro Oxido de Hierro Hidróxido de magnesio

CaCO3 FeCO3 FeS Fe2O3 Fe3O4 Mg(OH2)

Calcita Siderita Trolita Hematita Magnetita Brucita 33


Depósitos de incrustación insolubles en ácidos Sulfato de Calcio CaSO4 Anhidrita Sulfato de Calcio hidratado CaSO4.2H2O Yeso Sulfato de Bario BaSO4 Barita Sulfato de Estroncio SrSO4 Celestita Sulfato de Bario-Estroncio BaSr(SO4)2 (Fuente PATTON, 1986) Los scale más comunes son el carbonato de calcio, el sulfato de calcio, el sulfato de bario y el sulfato de estroncio,

estos muy pocas veces se

encuentran en estado puro, por lo general se encuentran mezclados entre sí, pero uno de ellos es el predominante.

A continuación se comentará sobre los depósitos más comunes encontrados en las aguas de los campos petroleros. 10.7.

CARBONATO DE CALCIO (CaCO3)

Este depósito incrustante es el más común en las aguas de los campos petroleros y se forma por la combinación del ion calcio con los iones carbonato y bicarbonato. Ca++ + CO3=

CaCO3

Ca++ + HCO3-

CaCO3

La depositación de carbonato de calcio se presenta preferencialmente cuando:  Disminuye el contenido de CO2  Aumenta el pH  Disminuye la presión total  Aumenta la temperatura (quemadores de los tratadores)  Disminuye el contenido de sales y sólidos disueltos en el agua (sin incluir los iones calcio), hasta un máximo de cerca de 200.000 mg/l  Aumenta la turbulencia. 34


La probabilidad de formación de carbonato de calcio es más probable en pH alcalinos.

El carbonato de calcio es encontrado en el agua producida como bicarbonato de calcio Ca (HCO3)2 el cual es más soluble que el CaCO3, pero como la solubilidad del bicarbonato (HCO3-) es directamente proporcional a la cantidad de CO2 disuelto en el agua, cuando se presenta un incremento de la temperatura y/o caída de presión, el CO2 es liberado del agua y provoca que el carbonato se precipite, esto se puede apreciar en las siguientes ecuaciones.

Ca(HCO3)2

+

calor

Ca(HCO3)2

+

presión

CaCO3

+

CaCO3

+

CO2

+ H2O

CO2

+ H2O

Cuando se presentan scale de carbonato de calcio estos son fáciles de remover, debido a que son solubles en ácido.

En la selección de un apropiado ácido

removedor se debe considerar el costo,

la seguridad,

los requerimientos de

disposición, la corrosión y la disponibilidad en el mercado local. El ácido más frecuentemente usado es el HCl, ácido clorhídrico.

Agentes queladores como el EDTA (acido dietil amino tetra acético), muy pocas veces son usados para la remoción de carbonato de calcio, debido a su alto costo y a que no son un solventes eficiente.

La turbulencia causa la precipitación de carbonato de calcio. A continuación se mostrarán algunos puntos donde existe turbulencia y caída de presión y que son propensos a la precipitación de carbonato de calcio:  Perforaciones  Choques  Bombas de sub-suelo  Acoples de las bombas 35


 Acoplamiento de las varillas de bombeo mecánico  Codos  Viadores  Válvulas de descarga  Bombas de superficie

La identificación de carbonato de calcio se hace agregando HCl al depósito y observando que este efervese y que el gas de la reacción no tiene olor.

Para predecir la precipitación de carbonato de calcio se puede utilizar una regla del dedo gordo la cual ha sido usada con gran éxito. “Esta regla compara la concentración de bicarbonato con la de CO2. Si la relación de bicarbonato a CO2 es más grande que 3 a 1, la depositación de carbonato de calcio es probable”. Un alto pH es indicador primario de la probabilidad de depositación de carbonato de calcio. A altas lecturas de CO2

el pH será más bajo. A un pH de 8.2 la

concentración de CO2 será cero. Obviamente a este pH la relación de alcalinidad bicarbonato a CO2 será infinita indicando un definitivo potencial de scale. Esta regla del dedo gordo es subjetiva y depende en muchos casos de la concentración de calcio como también del total de sólidos suspendidos.

10.8. SULFATO DE CALCIO CaSO4 Se presentan cuando el ion calcio reacciona con los iones sulfato Ca++ +

SO4=

CaSO4

Estos depósitos forman más que todo scale antes que sludge, sus cristales son más pequeños que los de carbonato de calcio, por lo tanto sus scale son más duros y densos que los de carbonato de calcio.

36


La mayoría de los depósitos de sulfato de calcio en los campos petroleros se encuentran en forma de yeso (CaSO4.2H2O), el cual es estable hasta 212 °F a presión atmosférica; a temperaturas mayores se forma anhidrita (CaSO 4) o sulfato de calcio semihidratado (CaSO4.1/2H2O). En los pozos profundos a veces se encuentran temperaturas superiores a los 212 °F,

por lo tanto la anhidrita puede ser la forma en que se encuentran las

incrustaciones de sulfato de calcio.

La depositación de sulfato de calcio aumenta cuando:  La temperatura es mayor de 96 °F  Se presentan concentraciones de sales disueltas mayores de 150.000 mg/l.

En lugares donde exista turbulencia y/o caída de presiones se pueden presentar scale de sulfato de calcio debido a la liberación de gases ácidos, algunos de estos sitios son:

restricciones,

curvas,

codos,

bombas,

válvulas de descarga,

choques, platos desviadores, platinas orificio, etc.

En la depositación de sulfato de calcio la presión no es tan influyente como la temperatura.

El sulfato de calcio una vez incrustado no se puede remover con ácido a temperaturas normales,

se remueve con soluciones alcalinas fuertes,

con

secuestrantes y algunas sales. En la remoción de sulfato de calcio no se debe usar HCl, se deben emplear los siguientes productos químicos:  Convertidores orgánicos como citrato de sodio, glicolato de potasio y acetato de potasio. Ellos reaccionan con el depósito provocando que se hinche y llegue a ser suave así estos pueden ser removidos fácilmente por baches de

37


agua a presión. Son costosos y requieren varias horas para ser efectivos cuando el depósito es grueso.  Soda cáustica (NaOH) la cual es poco usada.  Agua salada.

10.8.1.

SULFATO DE BARIO (BaSO4)

Se presenta cuando se combinan el ion bario con los iones sulfato. Ba++ +

SO4=

BaSO4

El sulfato de bario es el depósito menos soluble como se aprecia en la tabla siguiente y por lo general se encuentran junto a los depósitos de sulfato de estroncio. Tiende a presentarse con mayor frecuencia cuando: 

Disminuye la temperatura

Disminuye el contenido de sales disueltas

Disminuye la presión Tabla 8. Solubilidad de los tipos de incrustación a 80 °F TIPO DE INCRUSTACION

SOLUBILIDAD (MG/L)

Cloruro de Sodio Yeso Carbonato de Calcio Sulfato de Bario

318.000,00 2.080,00 53,00 2,30

(Fuente PATTON, 1986) La solubilidad del sulfato de bario es tan baja, que una vez se combinan los iones bario y sulfato el compuesto resultante se precipita casi de inmediato; por esta 38


razón es raro encontrar cantidades significativas de ambos iones (sulfato y bario) en una misma agua. Cuando ambos iones están presentes, esto normalmente es el resultado de la mezcla de dos o más aguas debido a fugas o rotos en el casing, malos trabajos de cementación o por la necesidad de mezclar aguas en proyectos de inyección.

La solubilidad del BaSO4

se incrementa discretamente con un aumento de la

temperatura, pues aún a altas temperaturas resulta muy insoluble. En un campo con problemas de sulfato de bario, este no se precipitará en el fondo del pozo inyector sino en condiciones de superficie, por lo tanto, son más comunes los problemas en pozos productores y el tratamiento químico debe hacerse downhole.

La remoción química del sulfato de bario es casi imposible y bastante costosa, aún con la tecnología de hoy en día. Cuando esta incrustación se presenta debe ser removida mecánicamente o si no se debe cambiar el equipo o la línea. Claro que si la incrustación contiene otros materiales reactivos como el carbonato de calcio puede ser posible soltar el depósito químicamente. Cuando problemas de scale de sulfato de bario se presentan donwhole, el procedimiento para removerlo puede involucrar: la perforación del depósito, el fracturamiento de la formación, la extracción de la bomba y limpieza en superficie, el cambio del equipo incrustado, o la combinación de estos pasos.

Algunas veces para la remoción de pequeñas capas de sulfato de bario se usan unos disolvedores de scale que son más agentes quelantes que solventes, estos productos químicos reaccionan muy lentamente y su costo es demasiado alto, se han usado con algún éxito en trabajos downhole, como EDTA.

39


Figura 7. El proceso de quelación >Compuesto de quelato de EDTA. El proceso de quelación puede ayudar a disolver incrustaciones resistentes de sulfato de bario.

Cuando se detectan problemas de sulfato de bario las líneas de flujo, pueden mantenerse limpias si se tiene un programa serio de marraneo, antes de que los depósitos se compacten y endurezcan.

El agua de producción que contiene ambos iones (sulfato y bario), probablemente ha sido contaminada por una fuente externa o por otra formación. El agua que contamina es probablemente la fuente de bario, debido a que los iones sulfatos son encontrados prácticamente en todas las aguas asociadas al petróleo. Encontrar y aislar

la fuente de bario,

es quizás el camino más simple para

eliminar el problema. Si esto no es posible, los tratamientos químicos son el método más económico para prevenir las incrustaciones de sulfato de bario.

Es importante saber que la prevención es la mejor arma para combatir exitosamente los depósitos de sulfato de bario.

10.8.2.

COMPUESTOS DE HIERRO

Los depósitos de hierro pueden ser originados por dos fuentes, una son los iones de hierro presentes en el agua de producción y la otra es el resultado de la corrosión de las estructuras metálicas que contengan hierro.

Las aguas de 40


formación normalmente contienen unos pocos ppm de hierro natural (máximo 100 ppm) en forma de ion ferroso (Fe++) o férrico (Fe+++). A pH menores o iguales de 3 se encuentra gran cantidad de ion férrico, pero a pH mayores de 3 el ion férrico se encuentra en pocas cantidades.

Es raro encontrar en las aguas de formación valores tan altos de hierro como 100 ppm,

por lo tanto valores mayores son indicativo de corrosión del tubing y/o

bombas, por eso es normal encontrar valores mayores de 100 ppm después de trabajos de acidificación.

Cuando los productos de corrosión tales como sulfuros, carbonatos y óxidos de hierro se precipitan, pueden causar problemas de corrosión y obstruccción. Es frecuente que los depósitos de hierro sean removidos por la acción de la turbulencia del flujo del agua, lo que produce que las partículas taponen los filtros y la formación.

La química de los compuestos de hierro es complicada debido a que este se encuentra en dos estados de oxidación (ferroso y férrico).

Las aguas de formación que contienen hierro disuelto pueden depositarlo como: carbonato ferroso (FeCO3), sulfuro ferroso (FeS), Hidróxido ferroso (Fe (OH)2), hidróxido férrico (Fe (OH)3),

y óxido férrico (Fe2O3).

La depositación de los

compuestos de hierro depende de la concentración y presencia de los iones carbonato (en solución como bicarbonato), de los iones sulfuro,

del oxígeno

disuelto, del pH del agua y el balance óxido-reducción del agua.  Compuestos de hierro ocasionados por la presencia de oxígeno.

Los compuestos de óxido de hierro pueden formar scale o permanecer en el agua como coloides en suspención. Los depósitos incrustantes de óxidos son muy comunes

y

son

llamados

herrumbes

(rust),

estos

depósitos

varían 41


considerablemente, algunos pueden ser incrustaciones duras, densas y bastante adherentes,

en cambio otras son simplemente depósitos blandos, poco

adherentes y porosos; también se encuentran de distintos colores: rojizos (Fe 2O3 coloidal) y negros (FeO.(Fe2O3) coloidal) que también es bastante magnético. Algunos de los depósitos de óxido resultan de la reacción con el agua o con la humedad, otros son formados por las altas temperaturas durante las diferentes etapas del tratamiento.

Las aguas de formación contienen óxidos de hierro en solución,

los cuales

pueden llegar a precipitarse cuando entran en contacto con el aire (en algunas facilidades de producción), formándose un coloide de óxido férrico (Fe 2O3) que da un color rojizo al agua.

El óxido de hierro es fácilmente removido por los ácidos, en su remoción también se utilizan agentes removedores alcalinos en combinación con secuestrantes.

Las aguas que contienen oxígeno pueden corroer el hierro y formar también hidróxido ferroso hidratado y scale o depósitos de hidróxido férrico.  Compuestos de hierro ocasionados por el CO2. Debido a que muchas aguas de subsuelo contienen considerables cantidades de CO2 disuelto, las aguas con hierro soluble frecuentemente formarán depósitos de carbonato de hierro.

En estos casos el hierro soluble está presente como

bicarbonato de hierro y precipitará principalmente en lugares en donde se presente una caída de presión drástica. Usualmente estos depósitos también se encuentran en la parte superior de la sarta de producción.

El carbonato de hierro también puede originar hidróxido de hierro y algunas veces es confundido con los óxidos de hierro. 42


Figura 8. Corrosión El (FeCO3) es formado cuando los iones ferrosos reaccionan con el carbonato en ausencia de oxígeno,

cuando los iones bicarbonatos se descomponen en

presencia de calor y cuando se presenta corrosión por CO 2. Este es encontrado en la mayoría de incrustaciones como trazas y es ligeramente soluble en HCl diluido, pero efervescerá en ácido caliente, de esta forma son removidos estos depósitos.  Compuestos de hierro ocasionados por la acción bacteriana y el H2S. Algunas veces la acción bacteriana (Gallionella, Ferruginea) causa depositación de compuestos de hierro. Estas bacterias viven en el agua en un medio aeróbico (en presencia de aire) y extraen el hierro ferroso de aguas que contengan hierro, depositándolo como hidróxido férrico.

El H2S ya sea aportado por la formación o creado por las bacterias sulfatoreductoras (SBR) cuando entra en contacto con el hierro de las estructuras metálicas (tuberías,

vasijas, etc) forma corrosión,

la cual da productos de

corrosión como el sulfuro de hierro. Este se presenta en varias formas complejas que son bastante insolubles. Los depósitos de sulfuro de hierro son delgados y adherentes. Cuando las aguas contienen sulfuro de hierro coloidal estas se tornan negras y son llamadas “aguas negras”.

43


Los scale de sulfuro de hierro pueden ser la kansita (Fe9S8), la pirotita (Fe0.875S) y la pirita (FeS2)20. Cuando la incrustación de sulfuro de hierro está parcialmente oxidada, puede formar incrustaciones de magnéticas de hierro,

las cuales causarán severos

daños, debido a que son muy duras de remover y son catódicas al hierro del acero de las estructuras provocando corrosión por pitting.

Algunos depósitos de sulfuro de hierro se oxidan violentamente cuando se exponen al oxígeno presente en el aire;

algunos casos de incendios se han

presentado con estos depósitos cuando las vasijas y tanques que han sido desocupados son posteriormente abiertos para ser inspeccionados.

Las incrustaciones de sulfuro de hierro son removidas en varias etapa de tratamiento que involucran ácidos, surfactantes y agentes solventes removedores.

La mejor manera de evitar las incrustaciones de compuestos de hierro es previniendo su formación mediante programas de corrosión.

Los compuestos de hierro son removidos con HCl, el cual debe ser acompañado por inhibidores de corrosión y agentes estabilizadores de hierro, para prevenir la precipitación de compuestos de hierro (hidróxido férrico) una vez el ácido se gaste. Los estabilizadores son de dos tipos:

a. Agentes secuestrantes o queladores: Reaccionan con el ion férrico para formar un compuesto soluble en agua. Los quelantes usados son: ácido cítrico, ácido acético, mezcla de los dos, EDTA y.

b. Agentes reductores: Convierten el ion férrico a ion ferroso que es mucho más soluble. Se usa el ácido eritórbico que solubiliza a veces más el ion férrico que el ácido cítrico. 44


Cuando un pozo inyector este taponado con sulfuro de hierro, este puede ser tratado con un biocida llamado acreoleina,

el cual removerá el sulfuro y

destaponará el pozo.

10.8.3.

DEPOSITOS INCRUSTANTES DE SILICA Y SILICATOS

Ocasionalmente se pueden encontrar aguas con concentraciones de sílica de 100 ppm.

La sílica puede estar presente en forma coloidal,

amorfa y como ácido

monosilícico (H4SiO4). Estos depósitos se presentan en sistemas donde aguas con concentraciones altas de sílica soluble son usadas y además la temperatura es superior a 212 °F, tal es el caso de intercambiadores de calor. Estos depósitos varían mucho en composición y complejidad.

Algunos depósitos de silicato pueden ser removidos con ácidos comunes, otros en presencia de ácido fluorhídrico y también se encuentran scale que solo se pueden remover con álcalis fuertes en unión con etapas de tratamiento ácido.

Frecuentemente el contenido de sílica en el agua no es un problema grave, se han reportado algunos casos de depósitos de sílica en calentadores de alta presión.

10.9. PROBLEMAS QUE OCASIONAN LAS INCRUSTACIONES EN LA INDUSTRIA DEL PETROLEO.

Las incrustaciones originan gran cantidad problemas en la industria del petróleo alguno de los cuales serán nombrados a continuación:

45


 Taponamiento en la matriz y las fracturas de la formación productora y receptora de agua.  Taponamientos en la cara de la formación.  Obstrucción de las perforaciones.  Interferencias en la recuperación secundaria y terciaria.  Creación de la necesidad del uso de tratamientos costosos y frecuentes de estimulación de pozos (trabajos de acidificación).  Restricción del flujo a través de las tuberías (taponamiento del tubing y las líneas de Flujo).  Disminución de la capacidad de las líneas, vasijas y tanques.  Cambios totales o parciales de líneas y accesorios.  Pérdida de tiempo y dinero en el mantenimiento de líneas y equipos.  Costos adicionales para la recuperación de líneas y equipos mediante la utilización de removedores de scale (mecánicos y químicos).  Mal funcionamiento de los separadores y tratadores por la reducción del diámetro de la línea de salida de agua.  Pega de las bombas en el fondo del pozo.  Pega de las válvulas.  Incrementos en el peso de las varillas de bombeo mecánico y en consecuencia aumento en la carga de levantamiento para la unidad de superficie.  Pega de las varillas del bombeo mecánico al tubing de producción y posterior ruptura de las mismas debido a la fuerza ejercida por la unidad de superficie.  Incremento en el costo y consumo de los combustible debido al aumento en la presión de las bombas de transferencia, incremento de la potencia en el machine, etc.  Disminución en la productividad de los pozos de crudo.  Aumento de las pérdidas de producción debidas a la imposibilidad de hacer una adecuada disposición de las aguas asociadas a la producción.  Creación de la necesidad de perforar nuevos pozos productores. 46


Figura 9. Depósitos minerales en la tubería  Re-perforación

de

pozos

productores

afectados

gravemente

por

incrustaciones.  Gastos adicionales en la adecuación y completamiento de más pozos productores.  Taponamiento de gas anchors.  Fallas en los materiales de los pirotubos de los tratadores e intercambiadores de calor por creación de puntos de sobrecalentamiento.  Disminución de la transferencia de calor en los tratadores e intercambiadores.  Problemas de corrosión por pitting (picadura) causados por la depositación irregular sobre las superficies metálicas,

debido a que se crean zonas

anódicas y zonas catódicas. “Las picaduras se observarán debajo del scale”.  Problemas de corrosión por celdas de aireación diferencial entre la zona incrustada y la no incrustada cuando los scale son bastante impermeable y existe oxígeno disuelto en el sistema. La corrosión se presenta debajo del scale.

47


 Incremento de la actividad bacterial y la corrosión asociada con las bacterias anaeróbicas.  Potencialidad de incendios por incrustaciones de sulfuros de hierro pirofórico.  Incrementos desmesurados de la presión de los sistemas que pueden causar rupturas y fugas en los empaques, líneas de flujo y tubing, ocasionándose fugas que pueden contaminar el medio ambiente.  Aumentos en los costos de producción debido a la creación de programas de control de las incrustaciones (uso de productos químicos).  Imposibilidad de mezclar aguas debido a su incompatibilidad.  Incremento de los sólidos suspendidos en el agua. 11. PREVENCION DE LA FORMACION DE INCRUSTACIONES La formación de depósitos incrustantes además de ser predecida por cálculos de solubilidad, también puede ser prevenida si se tienen en cuenta los siguientes parámetros:  Evitar mezclas de aguas incompatibles: Para determinar si dos o más aguas son incompatibles se deben hacer cálculos de solubilidad y/o pruebas de mezclas en el laboratorio.  Dilución de Aguas: Normalmente forme incrustación puede ser diluida con otra agua,

resultando una mezcla estable a las condiciones del sistema,

debido a que la concentración de los compuestos poco solubles disminuye por debajo del punto de saturación.  Control del pH: Al bajar el pH aumentará la solubilidad de los compuestos de hierro y carbonato.

Sin embargo,

también tenderá el agua a ser más

corrosiva. Es importante aclarar que el pH tiene poco o ningún efecto sobre la solubilidad de los depósitos de sulfato. En la práctica este método no es muy 48


usado debido a su dificultad en el control en operaciones normales de campo. Para bajar el pH se usan ácidos.  Eliminación de los componentes incrustantes: Los gases corrosivos disueltos tales como CO2, O2 y H2S pueden ser eliminados del agua por medio de métodos mecánicos y/o químicos,

evitándose la formación de

productos de corrosión insolubles de hierro (sulfuros y óxidos). Es importante tener en cuenta que al remover el CO2 del agua, se aumentará severamente la incrustación,

sin embargo el pH puede ser bajado lo suficiente para

convertir todos los carbonatos y bicarbonatos en CO2 y luego removerlo previniendo la formación de costras de carbonatos.  Ablandamiento del agua: Procesos tales como intercambio iónico, ablandamiento,

precipitación o destilación se utilizan para prevenir la

depositación de incrustaciones formadas por iones tales como Ca ++, Mg++, SO4

=

y pueden ser usados solos o en combinación para ablandar de esta

manera el agua. Estos procedimientos son muy costosos y son poco usados en la industria petrolera, quizás el más aplicado en operaciones de campo es el intercambio iónico, que es utilizado en aguas de alimentación de calderas (boilers) en plantas de procesamiento de gas y para aguas usadas en generadores de vapor en operaciones de recobro térmico y en varios procesos de recuperación mejorada de petróleo.  Uso de inhibidores de incrustación: Estos previenen la precipitación de los cristales adheridos a superficie sólida (tuberías, tanques, etc). En realidad los inhibidores más que para prevenir, se usan para controlan el crecimiento de las incrustaciones.  Limitar la concentración de minerales formadores de incrustaciones: por el control de los ciclos de concentración o por remoción de los minerales antes que estos entren al sistema. Los ciclos de concentración es la relación en el 49


contenido de un ión en el agua de purga y su contenido en el agua de reposición.  interferir a los iones de potencialmente incrustadores: se adiciona un ácido para mantener disueltos los minerales formadores de incrustaciones, tales como el carbonato de calcio y prevenir el cremento de cristales. La adición de ácidos sulfúrico transforma los bicarbonatos en sulfatos, previniendo la precipitación como carbonato de calcio.  Hacer cambios mecánicos: en el sistema para reducir la posibilidad de formación

de

incrustaciones.

El

incremento

del

flujo

de

agua

en

intercambiadores con grandes áreas superficiales es un ejemplo de esto.  Tratamientos con productos químicos: estos deben ser debidamente diseñados para prevenir las incrustaciones.

11.1. CONTROL QUIMICO DE INCRUSTACIONES

Las incrustaciones pueden ser evitadas y/o minimizadas usando diferentes productos químicos en los que los más importantes son los inhibidores de incrustación; aunque también se pueden incluir los biocidas, debido a que la actividad bacteriana produce depósitos biológicos y lodos, además de sulfuro de hierro que es bastante incrustante.

Los productos para corrosión podrían ser incluidos de forma secundaria, debido a que un exceso en los productos ocasionados por la corrosión, problemas severos de incrustación,

puede causar

algunos de estos productos son: los

inhibidores de corrosión y los secuestrantes de oxígeno.

Los tratamientos con inhibidores químicos de incrustaciones más usados, son:

50


Los acondicionadores de incrustaciones: modifican la estructura del cristal de las incrustaciones, creando un lodo pesado y transportable en vez de un cristal duro,

que

puede

continuar

creciendo.

Entre

los

acondicionadores

de

incrustaciones tenemos: Ligninas, Taninos; compuestos poliméricos.

Los inhibidores químicos de tratamiento umbral: previene la formación de incrustaciones,

manteniendo

en

solución

los

minerales

formadores

de

incrustaciones y no permitiendo que se formen depósitos. Entre los inhibidores químicos de tratamiento umbral tenemos: Fosfatos, Orgánicos, Polifosfatos, compuestos poliméricos.

11.2.

INHIBIDORES DE INCRUSTACION

Los inhibidores de incrustación, son químicos que pueden demorar, reducir o prevenir la formación de estas cuando se adicionan en pequeñas cantidades a aguas normalmente formadoras de depósitos. Los inhibidores empleados en las operaciones de campo funcionan con uno o algunos de los siguientes mecanismos:  Previniendo la nucleación, lo que bloquea la formación de los cristales.  Evitando el crecimiento de los cristales cuando los mismos comienza a formarse; en este caso el inhibidor se adsorbe sobre la superficie de los cristales mientras ellos están todavía diminutos y previenen así su crecimiento.  Evitando que se adhieran de nuevos cristales a depósitos incrustantes ya formados.

51


Figura 10. Dispersión y estabilización. >Dispersión y estabilización. La dispersión (izquierda) impide que los pequeños cristales de

minerales se adhieran a las paredes de la tubería de producción y a otras partículas de cristales. Los estabilizadores químicos modifican la estructura de las incrustaciones de modo de prevenir la adherencia de otros cristales.

>Adsorción y precipitación. Los inhibidores de incrustaciones proveen la mejor vida útil del tratamiento cuando se los retiene en la formación, ya sea por adsorción a las paredes de los poros.

Publication: Oilfield Review, Volume: 11, Issue: 3 Publication Date: 10/01/1999

52


Precipitación en el espacio de los poros.

Figura 11. Precipitación de inhibidores con separación de fase.

Los inhibidores de incrustación se usan con mayor frecuencia para evitar el crecimiento de los cristales de los depósitos ya formados, esto significa que el inhibidor debe estar presente en los lugares donde los cristales comienzan a formarse.

Otra de las funciones de los inhibidores de incrustación es mantener los iones en solución y evitar que estos se precipiten y formen depósitos. La efectividad de la función controladora del inhibidor depende básicamente de las dos siguientes reglas:  El inhibidor debe ser aplicado aguas arriba del punto de formación de los

cristales.  Se debe aplicar en forma continua.

Las dosificaciones con que se aplica un inhibidor de incrustación frecuentemente oscilan entre 1 ppm y 20 ppm. Se debe tener en cuenta que la concentración en que se aplique el inhibidor de incrustación, garantice una protección total del sistema; es decir, debe existir presencia de inhibidor en el punto más extremo del sistema, esto se mide mediante una prueba de residual del producto químico aplicado. 53


La concentración mínima de inhibidor en el punto más extremo del sistema puede ser de 2.5 ppm (residual de inhididor de incrustaciones);

claro que esta

concentración residual depende del producto aplicado y el volumen de agua producida, costoso;

pues en grandes volúmenes este valor puede llegar a ser muy por lo tanto se recomienda que la compañía química que realiza el

tratamiento suministre el valor de la concentración residual para que su producto funcione adecuadamente.

Concentraciones mayores de inhibidor pueden ser requeridas cuando el agua presenta muchos sólidos en suspención, debido a que el producto químico se adhiere a la superficie de los sólidos desgastándose.

Algunos inhibidores de scale reaccionan con iones calcio, magnesio o bario para formar compuestos insolubles.

La precipitación de estos compuestos puede

resultar en la formación de un scale,

y así crearse un nuevo problema.

Generalmente fosfonatos y polímeros son más propensos a este problema.

Los mecanismos por los cuales se piensa que los inhibidores de scale funcionan involucran las siguientes habilidades: 

Dispersantes

Antiprecipitantes

Secuestrantes

Agentes queladores

Modificadores de cristal

Condicionadores de sludge (depósitos de barro)

La mayoría de los inhibidores de incrustación aplicados, usan la alteración de la morfología del cristal como mecanismo de inhibición,

lo que se conoce como el

efecto de entrada (threshold effect). Sólo los secuestrantes tales como el ácido 54


ethylenediaminetetraacetic (EDTA) y el ácido nitrolotriacético (NTA) no utilizan el mecanismo anterior.

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

muchos cristales diminutos se

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

Se debe tener muy en cuenta que muchos inhibidores de scale pueden adsorberse sobre los sólidos suspendidos en el agua (productos de corrosión y arcillas), provocando esto que dosis grandes de inhibidor sean empleadas para que este cumpla su función de adsorberse sobre el núcleo del scale. Tabla 9. TIPOS DE INHIBIDORES DE INCRUSTACION QUIMICOS TIPO CARACTERISTICAS Y DESVENTAJAS BENEFICIOS ESTERES

* Tratarán todo tipo de scale a bajas ORGANICOS dosis más que cualquier otro tipo de inhibidor * Extremadamente soluble en aguas con alto contenido de calcio * Fácil monitoreo * Económico FOSFONATO * Estable hasta de 350 °F * Tipos especiales de consumo lento para squeezes en calizas

* Temperatura límite de 180 °F para largos periodos de exposición

* Requiere dosis muy elevadas para dar los mismos resultados de inhibición de los ésteres orgánicos 55


POLIMEROS

* Fácil monitoreo * Estables hasta de 450 °F

* Su residual no puede ser monitoreado * Inestable en aguas que contengan calcio por encima de 3000 mg/l NALCO/EXXON CO. Visco chemicals, Predicting Scale Formation

11.3. APLICACION DEL INHIBIDOR DE SCALE

Los métodos de aplicación son muy variados y dependen mucho del sistema de levantamiento artificial utilizado, el completamiento, la naturaleza del problema y la severidad.

Algunas veces inhibidores adicionados al glicol o alcohol son inyectados con el gas en sistemas de gas lift, claro que el inhibidor es neutralizado antes para prevenir problemas de corrosión.

En sistemas de bombeo hidraúlico,

inhibidores de incrustación neutralizados

líquidos son frecuentemente inyectados en el fluido de potencia, pero algunas veces se presentan problemas de compatibilidad con otros químicos como: inhibidores de corrosión,

biocidas,

inhibidores de parafina,

rompedores de

emulsión inversa y normal; que comúnmente son necesitados en el fluido de potencia.

Algunos inhibidores de scale se aplican sólidos (polvo, barras, aglomerados y bolas) y son usados en cestas perforadas,

alimentadores de by-pass,

operaciones de fracturamiento o bombeados down-hole.

En línea general los

inhibidores son aplicados en forma líquida con una base acuosa.

56


Ahora veremos con más detenimiento la aplicación de inhibidor de incrustación en forma continua y por squeeze.

11.4. APLICACION

DE

INHIBIDOR

DE

INCRUSTACION

EN

FORMA

CONTINUA. La forma más común de aplicación de los inhibidores de incrustación es la aplicación continua,

en donde una bomba de inyección de químico introduce

inhibidor al fluido las 24 horas del día, por lo que se da una protección más efectiva contra la formación de incrustaciones en el sistema.

La inyección continua es siempre utilizada para tratar problemas en superficie y a veces se utiliza para resolver problemas down-hole (Líquido bombeado por el anular hacia el fondo del pozo y Alimentador de by-pass para aplicar por el anular).

Algunas consideraciones deben ser tomadas en cuenta cuando se quiera utilizar este método de aplicación: 

El inhibidor de incrustación debe ser aplicado tan lejos como sea posible corriente arriba del problema de incrustación.

Se debe inyectar el inhibidor en un punto de buena mezcla (manifold, descarga de bombas, etc).

Nunca inyecte inhibidor de incrustación dentro de una línea o tanque estático debido a incompatibilidades potenciales.

Nunca inyecte el inhibidor de incrustación en la misma línea con inhibidor de corrosión puro.

57


11.5. APLICACION DE INHIBIDOR DE INCRUSTACION POR SQUEEZE.

Figura 12. La sarta macaroni. >Sarta macaroni. La sarta macaroni de diámetro reducido, también llamada spaghetti o capilar, transporta los fluidos y los químicos dentro de los pozos en producción. Lleva los químicos cerca del intervalo, como se observa en la zona A, que produce el fluido que necesita tratamiento. En la zona B aparece el inhibidor que se introduce periódicamente en la formación.

En los últimos años es muy frecuente observar la aplicación de inhibidor utilizando la técnica de squeeze, en la cual el químico es colocado en contra flujo dentro de la formación a baja presión evitando fracturar la misma. La concentración de inhibidor inyectado en la formación está entre 2 y 10 % en volumen, disuelto en agua. El inhibidor debe ser empujado por un bache de agua de formación limpia u otro fluido compatible con el agua de la formación; este bache debe tener un volumen igual a un día de producción de fluido total. El pozo es cerrado por 24 a 72 horas para que el químico se adsorba y/o se precipita dentro de la formación y lentamente es liberado con el fluido de producción,

para dar una inhibición

continua entre 3 y 12 meses. 58


Posteriormente la concentración de inhibidor en el fluido producido,

es

monitoreada para determinar la máxima concentración de retorno,

la

concentración estabilizada de tratamiento y el momento de hacer un nuevo squeeze, debido a que la concentración de inhibidor es ya insuficiente. Este inhibidor debe tener un pH bajo.

Generalmente en un squeeze el inhibidor es disuelto en agua de producción limpia, pero eventualmente se usan agua dulce. En estos casos se debe tener la precaución de que la formación no contenga arcillas hidratables; tales arcillas cuando entran en contacto con el agua de baja salinidad, pueden algunas veces hincharse y dañar la formación.

11.6. MECANISMOS DE CONTROL DE INCRUSTACIONES NO QUíMICOS

Estos mecanismos de control no son muy recomendados ni utilizados en operaciones de producción de crudo. En este curso solo serán nombrados como información general.

Los tres mecanismos más importantes son:

* MECANISMOS MAGNETICOS: Un campo magnético creado por un imán o en su defecto por un electroimán, provoca una alteración en el agua que disuelve a los iones, previniendo así la precipitación. Figura 13. Mecanismo magnético.

Agua

59


*

MECANISMOS

ELECTROSTATICOS:

Costa

de

un

electrodo

electrostáticamente cargado y eléctricamente aislado, el cual neutraliza o altera las cargas iónicas para prevenir los scale.

* MECANISMOS CATALITICOS: Fluctuaciones de presión dentro del mecanismo causan precipitación sobre el núcleo de una aleación metálica, la cual es corroida en una suspención de cristales de scale.

12. REMOCION DE SCALE

Los scales en la industria del petróleo pueden ser removidos por medios mecánicos y por el uso de productos químicos. La selección del método para remover incrustaciones depende de: 

Compactación y adherencia del scale.

Espesor del scale.

Tipo de scale incrustado.

Facilidad para usar marranos (pigs).

Costos.

Los métodos pueden ser usados por separado o juntos para dar una mayor eficiencia al trabajo.

12.1. REMOCION DE SCALES POR METODOS MECANICOS

Los medios mecánicos para la remoción de scale en la industria del petróleo, pueden ser clasificados en dos grandes grupos: los utilizados en líneas de flujo superficiales y los empleados en trabajos downhole.

a. Implementos mecánicos para la remoción de scale en líneas de superficie. Son los famosos marranos (pig), son más que todo utilizados para la remoción 60


de depósitos incrustantes poco adheridos y para arrastrar sólidos después de un trabajo de remoción de scale con productos químicos. Los pig pueden ser de espuma,

de platos de caucho,

de cepillos y mixtos (platos de caucho con

cepillos).

Figura 14. Marrano pig. b.

Implementos mecánicos para la remoción de scale downhole.

En

operaciones downhole se puede decir que los marranos no pueden ser utilizados, por lo tanto se emplean algunas herramientas especiales como: paraffin cutter, casing brushes (cepillos para el casing),

surge/swab tools (Suavos y

limpiatubos), suction washers, circulation washers o retievable bridge plugs (tapón puente o intermedio recuperable) y squeezes packers, parafin cutter. Estas herramientas se emplean junto con un solvente para lograr remover los scales.

61


casing brushers Figura 15. paraffin cutter y casing brushers

12.2. REMOCION QUIMICA DE SCALE

Una vez se ha formado el scale este debe ser removido para minimizar los problemas causados por el mismo. En las líneas de flujo algunas veces los scales están cubiertos por parafinas o películas finas de aceite que obstruyen la labor del agente removedor de scale, en estos casos es necesario agregar surfactante al ácido para darle mayor penetración, pero si la costra se presume que es muy gruesa, es necesario hacer reflujos con solvente de parafina o con un lavado de aceite caliente (esto para pozos productores) y si el problema es en pozos inyectores de agua se debe lavar el scale con solventes.

Para la remoción de incrustaciones y algunos otros depósitos se utilizan los siguientes tipos de químicos:  Ácidos.(carbonatos)  Álcalis. (sulfatos)  Ácidos orgánicos, sales y secuestrantes.  Surfactantes, solventes orgánicos, etc.

62


12.2.1.

ACIDOS MINERALES

Con frecuencia se utilizan en la estimulación ácida, en donde se adsorben en el depósito dentro de la formación fracturada y luego disuelven o desbaratan el precipitado, produciendo así un ampliamiento de los canales de flujo por donde el fluido de producción pasa.

El ácido HCl es el más utilizado por su elevada eficiencia,

economía y

disponibilidad; trabaja en rangos de concentración desde 1% hasta más de 28% en peso. Cuando se emplea es inhibido para minimizar su naturaleza corrosiva, también es usado con surfactantes, sustancias buffer, agentes controladores de viscosidad y secuestrantes para optimizar los resultados en trabajos especiales.

Los ácidos fuertes empleados para la remoción de scale son: 

Acido clorhídrico (HCl).

Acido sulfúrico (H2SO4).

Acido nítrico (HNO3).

Acido fluorhídrico (HF).

ACIDO CLORHIDRICO: Es una solución de HCl en agua, es de color amarillo. El ácido muriático es un nombre común para un determinado grado industrial (15%). El HCl se consigue en varias concentraciones, las más comunes son 37% y 15% por peso de HCl.

Es usado con inhibidor de corrosión (entre 0.2 y 1.0%) en procesos de estimulación ácida debido a que ataca el hierro de las estructuras metálicas como tubos, equipos, etc.

63


Este ácido es barato, no presenta problemas de productos insolubles, reacciona fácilmente con la mayoría de las incrustaciones inorgánicas y su adquisición es relativamente fácil.

La cantidad de ácido a utilizar en un trabajo depende básicamente de la concentración del mismo, del tipo de incrustación y del volumen calculado del scale.

Los solventes de hidrocarburos y surfactantes cuando se mezclan

con HCl

mejoran su eficiencia, debido a que se aumenta su capacidad de penetración por remoción de las películas de hidrocarburo que cubre los scale, si estas películas no son removidas el ácido reaccionará muy lentamente.

ACIDO FLUORHIDRICO (HF): Esta disponible como ácido o como gas, en forma de anhidro o en solución acuosa,

es un ácido corrosivo.

Se utiliza en la

estimulación de formaciones, ataca la sílica, silicatos incluyendo el vidrio y el concreto,

también ataca el caucho,

el cuero,

ciertos metales y muchos

materiales orgánicos.

Para la estimulación de pozos el HF es normalmente usado en combinación con el HCl en mezclas como:

HCl (6%) - HF (0.5%)

hasta

HCl (28%) - HF (9%)

La mezcla más común es de HCl (15%) - HF (al 3 o 4 %).

13. MONITOREO Y CONTROL DE LAS INCRUSTACIONES

La dificultad de preservar la calidad del agua, es función principal de la longitud y complejidad del sistema de inyección; es decir que los pozos inyectores más retirados de la planta de tratamiento de agua, tienden a inyectar agua de menor

64


calidad, por esta razón dichos pozos son puntos críticos para el monitoreo del agua de inyección.

Un monitoreo serio del comportamiento de las incrustaciones, permitirá ejercer un excelente control sobre los problemas que estas ocasionan, disminuyéndose así substancialmente los costos involucrados en el tratamiento químico (optimización del producto) y evitándose acciones correctivas que incrementan las costos de operación.

Los métodos que con mayor frecuencia se utilizan para monitorear la formación de incrustaciones son:

a. inspección visual de líneas de flujo, tanques, válvulas, vasijas y bombas: Cuando se tenga la oportunidad, se debe observar si los elementos anteriormente nombrados, presentan depósitos incrustantes en su interior. También se debe determinar mediante una marcha que tipo de incrustación fue la que se depositó.

b. Cupones de incrustación: Los cupones de incrustación son piezas de metal con un mínimo de 6 a 8 orificios de diferentes tamaños que proveen una ligera caída de presión y turbulencia al paso del fluido.

Estos cupones deben ser

instalados normales al flujo (de frente al flujo) para que el fluido pase por entre los orificios. Antes de ser instalados deben ser pesados, numerados y anotados el día de su instalación. El tiempo de exposición varía entre 15 y 30 días y depende de la tendencia a la depositación calculada con el índice de estabilidad.

Figura 16. Cupones de incrustaciones. 65


Los cupones indican las condiciones favorables para la formación de incrustaciones sólo en el punto de instalación y no en otros puntos del sistema. Estos pueden ser instalados en las líneas de flujo y en el fondo de los pozos (down hole) cuando se presenten trabajos de workover.

El manejo de los cupones retirado se debe hacer con el siguiente procedimiento: 

Tomar una foto una vez el cupón haya sido retirado del sistema.

Remover cualquier traza de hidrocarburo del cupón haciendo uso de un solvente apropiado (varsol, bencina, xileno o tetracloruro de carbono) que no interfiera con los depósitos acumulados sobre el cupón.

Secar el cupón en un recipiente apropiado (horno).

Hacer una inspección física minuciosa sobre el cupón, apuntar los diferentes orificios sobre los cuales hay depósitos acumulados y pesarlos. registrar este peso sin remover los depósitos como Pd.

Remover cuidadosamente estos depósitos del cupón y pesar el mismo. Registrar este peso como Pf.

Calcular la tasa de depositación por pulgada cuadrada mediante la siguiente ecuación:

Td =

__(Pd – Pf)__ * 1000 A*t

Donde: Td

= Tasa de depositación, mg/día (mpd)

Pd

= Peso del cupón con el depósito, gramos

Pf

= Peso final del cupón limpio, gramos

A

= Area del cupón, pulgadas cuadradas

t

= Tiempo de exposición, días

66


Aunque a ciencia cierta no se ha elaborado una categorización cualitativa de las ratas de depositación, la siguiente puede llegar a servir de guía en el análisis de la severidad de las ratas de depositación encontradas en los cupones.

TABLA 10. Categorización cualitativa de las ratas de depositación CATEGORIA

RATA DE DEPOSITACION (mpd)

MUY BAJA BAJA MODERADA ALTA

0 - 2 2 - 5 5 - 10 > 10

NOTA: Esta categorización fue determinada por una encuesta realizada a unos ingenieros de tratamiento químico de los campos de Neiva, la misma puede ser usada o no para otros campos.

c. Cuellos y Niples: Son secciones cortas de tubería instaladas en la línea de operación o en un loop (tubería anexa a la principal que funcionan como by-pass) que pueden ser removidas e inspeccionadas fácilmente debido a que están instaladas roscadas o flanchadas.

Si presentan incrustación su espesor se

disminuirá y se hará necesario el análisis del depósito incrustado.

d. Identificación de los depósitos encontrados: Una vez se haya detectado la presencia de depósitos en el sistema, es sumamente importante identificar los mismos, para atacar de una manera efectiva el problema.

A continuación se

expondrá un procedimiento de campo.

67


13.1. METODO DE CAMPO PARA LA IDENTIFICACION DE DEPOSITOS

1. PARAFINICO.

- Si derrite por encima de 125 °F. - Si flota en el agua. - Si se disuelve en pentano, kerosene, diesel o gasolina caliente. - Si se disuelve completamente en xileno caliente.

2. ASFALTENO.

- Si no se derrite a 125 °F. - Si no se disuelve en pentano, kerosene, diesel o gasolina caliente. - Si se disuelve completamente en xileno caliente.

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

- Si no se derrite a 125 °F. - Si no se disuelve completamente en xileno caliente. - Si se sumerge en agua. 4.

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

Lavar el depósito presecado con gasolina, kerosene o xileno para remover el aceite depositado sobre este, enjuagarlo con metanol y dejarlo secar.

Pesar el depósito seco y calcular el porcentaje de hidrocarburo por diferencia de peso.

Triturar el depósito y dejarlo inmerso en agua.

* Si el depósito sumergido en agua se disuelve es probablemente

68


Cloruro de sodio u otra sal soluble en agua.

* Si no hay reacción proseguir con el siguiente paso. *

Romper el depósito prepesado y cubrirlo con HCl (1:10) o sino ácido

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

Pesar el depósito seco y calcular el porcentaje soluble en ácido, por diferencia de peso.

Si no hay reacción en los pasos anteriores, el depósito puede estar formado por:  Sulfato de bario.  Sulfato de calcio.  Sulfato de estroncio.  Arena, arcilla, lodo, coke, etc.  Azufre coloidal.

Triturar el depósito, cubrirlo con tetracloruro de carbono. Si el depósito se disuelve,

filtrar el líquido,

el azufre coloidal aparecerá en forma de hilos

amarillos sobre el papel filtro después de que este se haya secado.

Nota: Si al pasar un imán sobre la muestra se observa un magnetismo fuerte de la misma, el depósito puede ser de Fe3O4 y si es algo magnética puede ser sulfuro de hierro. 69


A continuación se muestra un método para la identificación

cualitativa de

depósitos. TABLA 11. Análisis cualitativo de depósitos. COMPONENT SOLUBLE MAGNETIC SOLUBLE EN HCL E EN O SOLVENTE REACCIO COLOR DEL OLOR N ACIDO

Hidrocarbur o CaCO3 CaSO4 BaSO4 SrSO4 FeS Fe2O3 Fe3O4 FeCO3

SOLUBL E EN AGUA

Si Violenta

Débil Fuerte

Fuerte Débil Débil Muy Fuerte

Amarillo Amarillo Amarillo Amarillo

Hediondo

NaCl Arena, Sílice, Arcillo, lodo

Si

e. Incrementos en la presión de inyección del sistema y disminución de las ratas de inyección: El aumento de la presión para mantener el caudal del sistema y/o la disminución de la inyectividad,

indican la formación de taponamientos

posiblemente por incrustación.

f.

Análisis físico-químicos del agua: Permiten ver el efecto que tienen los

diferentes componentes del agua en la formación de depósitos. También es una herramienta muy útil para evaluar la calidad del tratamiento químico que se está implementando. Los análisis físico-químicos más utilizados son: 70


TEMPERATURA. Su importancia radica en la relación que existe entre ella y la cantidad de oxígeno que puede contener el agua.

También es un parámetro

indicador de incrustación. Debe ser medida inmediatamente.

Esta afecta la tendencia a la depositación de carbonato de calcio, sulfato de calcio y sulfato de estroncio, el pH y la solubilidad de los gases en el agua. La gravedad específica es función también de la temperatura.

GRAVEDAD ESPECÍFICA. Se define como la densidad del agua a examinar sobre la densidad del agua destilada. La densidad es el peso sobre unidad de volumen. El agua destilada pesa 1 g/ml a 4. °C, así una gravedad específica mayor a 1.0 indica que la muestra de agua es más densa o más pesada que el agua destilada. Puesto que las aguas contienen sólidos disueltos (iones, compuestos, gases) su densidad es siempre mayor 1,0 g/ml.

La magnitud de la gravedad específica, es un indicador de la cantidad de sólidos disueltos en el agua. Esta puede ser calculada mediante la siguiente ecuación: GE = 1 + TDS (mg/l) * 0.695 * 10-6 Donde: GE = Gravedad Específica TDS= Sólidos Disueltos Totales. pH.

Prácticamente todas las fases de tratamiento del agua,

como la

neutralización ácido-base, suavizado, precipitación, coagulación, desinfección y control de la corrosión dependen del pH. A mayor pH crece la tendencia a las incrustaciones y a menor pH aumenta la posibilidad de problemas por corrosión. Debe ser medido inmediatamente pues al caer la presión los gases ácidos (CO 2 y H2S) se liberan incrementando el valor real. ALCALINIDAD. Representa la habilidad que tiene el agua para recibir los ácidos sin reducir substancialmente su pH. Las principales fuentes de alcalinidad en el

71


agua son: el ion hidróxido, el ion carbonato y el ion bicarbonato. Debe ser medido inmediatamente por la influencia del CO2 disuelto. La alcalinidad se divide en alcanalidad “ P ” y “ M ”

Alcalinidad a la fenoltaleina (P): es una medida del número de equivalentes ácidos requeridos para bajar el pH del agua a aproximadamente 8,3.

Alcalinidad metil naranja (M): es una medida del número de equivalentes ácidos requeridos para bajar el pH a aproximadamente 4,5.

Muchas aguas naturales tienen un pH menor 8,3 y por lo tanto tiene una alcalinidad “ P ” de cero y no contiene CO3=. Esto indica que muestra únicamente alcalinidad “ M ”, las cual es atribuida al HCO3-. Algunas veces las aguas presentan alcalinidad “ P ” cuando su pH lo han incrementado para propósitos de tratamiento.

En la siguiente figura se observa la presencia de bicarbonatos, carbonatos e hidróxidos en diferente rangos de pH. 0

4.3

8.2

10.0

14.0

pH

Alcalinidad = 0

HCO3-

CO3=

CO3=.

HCO3-

OH-

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

72


DUREZA TOTAL.

Es la suma de las concentraciones de calcio y magnesio

expresada como carbonato de calcio CaCO3 en mg/L. Se divide en dureza de carbonatos (incrustaciones debidas a carbonatos y bicarbonatos) y en dureza de no carbonatos (incrustaciones de sulfatos).

Aunque otros constituyentes tales como el hierro, manganeso y otros cationes polivalentes también contribuye a la dureza, casi siempre tiene concentraciones tan pequeñas que en realidad no afectan la dureza del agua de los campos petroleros.

La dureza total se calcula con la siguiente fórmula. Dureza Total como ppm de CaCO3 = (ppm Ca++ x 2,5) + (ppm Mg++ x 4.1) La dureza se divide en dos tipos: la de carbonatos y la de no carbonatos. La de carbonatos es la dureza que se debe a los bicarbonatos y carbonatos. El resto de la dureza se denomina de no carbonatos. La dureza de carbonatos es fácil y económica de controlar, pero la de no carbonatos (ion predominante sulfato) es más difícil y costosa de eliminar. Cuando la dureza es numéricamente mayor que la suma de las alcalinidades de carbonatos y bicarbonatos, la cantidad de dureza que equivale a la alcalinidad total se denomina “dureza de carbonatos” y la cantidad de dureza que excede a ésta se llama “dureza no carbonatada”. Cuando la dureza es numéricamente igual o menor que la suma de alcalinidades de carbonato y bicarbonato, todo la dureza es de carbonato, estando ausente la de bicarbonato. Ca+2 y Mg+2. Son los principales contaminantes que forman incrustaciones.

CLORUROS. Un contenido elevado de estos puede causar el incremento de la corrosión y por ende la formación de productos de corrosión que pueden depositarse. 73


BARIO. Su combinación con el ion sulfato forma el Sulfato de Bario que es extremadamente insoluble.

HIERRO. Es importante para detectar y monitorear la corrosión en un sistema de agua, sus precipitados pueden causar taponamiento de la formación. El hierro puede estar presente en solución como ion férrico (Fe ++) o ion ferroso (Fe++) o en suspensión como un compuesto de hierro precipitado. El contenido de hierro se usa frecuentemente para controlar y monitorear la corrosión.

Los óxidos forman recubrimientos adherentes y pueden causar fallar en la tubería debido al sobrecalentamiento y formación cáusticas (quemar). En las superficies de alta transferencia de calor, hierro férrico forma complejos con los silicatos de sodio presentes y forma un depósito fuertemente adherentes, de constitución muy dura denominado acmita. En condiciones reductoras. El hierro existe en estado ferroso, si se expone al aire o se añade algún oxidante el hierro ferroso se oxida y pasa al estado férrico.

Es importante rescatar que el contenido de hierro en aguas de formación es bastante bajo.

SULFATO.

Forma incrustaciones insolubles al reaccionar con calcio, bario y

estroncio. Sirve como alimento a las bacterias sulfato reductoras (SBR).

SOLIDOS SUSPENDIDOS. Miden el potencial de taponamiento y la eficiencia de los filtros. Los sólidos suspendidos son primarios y secundarios. Los primarios son propios del sistema (anaeróbico) y los secundarios que son los sólidos adicionales que aparecen después de que la muestra se ha oxidado con el oxígeno del aire.

74


13.2. GASES DISUELTOS EN AGUA.

- OXIGENO (O2). Aumenta significativamente la corrosividad del agua, si hay hierro disuelto el oxígeno crea precipitaciones de óxido de hierro; también facilita el crecimiento de bacterias aeróbicas.

- DIOXIDO DE CARBONO (CO2). Disuelto en agua forma el ácido carbónico que disminuye el pH y aumenta la corrosión, también contribuye a la tendencia de formación de Carbonato de Calcio.

- SULFURO DE HIDROGENO (H2 S). Al solubilizarse con el agua puede ser muy corrosivo, se presenta en las aguas de los campos petroleros o como resultado de la acción de las bacterias sulfatoreductoras (SBR). El H2S al reaccionar con el hierro produce el sulfuro de hierro que es un producto taponante en los poros de la formación.

a. Cálculos de solubilidad de los depósitos incrustantes: Son importantes para predecir de una forma matemática la posible formación de incrustaciones; también permiten determinar si dos ó más aguas son incompatibles. En páginas anteriores se explicó un procedimiento para el cálculo de solubilidad del carbonato de calcio, sulfato de calcio, sulfato de bario y sulfato de estroncio.

b. Análisis bacteriano: Los microorganismos y las bacterias además de causar corrosión también influyen en los taponamientos de las líneas, tanques y poros de formación receptora.

Estos taponamientos son causados por productos de

corrosión (sulfuro de hierro) y lama. Las bacterias se clasifican de acuerdo a su requerimiento de oxígeno;

las

bacterias aeróbicas crecen solamente si el medio contiene oxígeno molecular, mientras que las anaeróbicas crecen mejor en un medio carente de oxígeno. Las anaeróbicas facultativas viven tanto en ausencia de oxígeno como en presencia del mismo. 75


Las bacterias sulfatoreductoras (SBR) son consideradas anaeróbicas y son las responsables de la formación del sulfuro de hierro (FeS).

Las bacterias

formadoras de lama (Seudomonas, Flavobacterias, Aerobacteria, bacilos) junto con las ferrobacterias (Gallionella) son consideradas aeróbicas.

c. Pruebas de compatibilidad de los químicos utilizados en el tratamiento de agua y crudo: Antes de ser aplicados los productos en campo, se deben realizar pruebas de compatibilidad entre los productos químicos que entran en contacto en el proceso.

Estas pruebas son de emulsión y se usan para determinar la

incidencia de los productos en el tratamiento de deshidratación de crudo. También se debe evaluar las reacciones entre los químicos que puedan generar sub-productos insolubles o que inhiban su acción en el tratamiento.

d.

Pruebas de compatibilidades de las aguas de inyección: Las aguas

mezcladas en superficie pueden ser compatibles entre ellas, pero a veces no son compatibles con el agua de formación, lo que puede resultar en la formación de sólidos y scale. Es posible que los porcentajes iniciales de mezcla de dos o más aguas al comienzo no causen problemas graves de incrustaciones, pero con el tiempo este porcentaje puede variar con el incremento de la producción de agua asociada, convirtiendo la mezcla en un agua supremamente incrustante. Es necesario al iniciar la inyección con mezclas de aguas diferentes a la formación, realizar pruebas de compatibilidad para determinar su comportamiento y definir su inyección.

La cantidad de sólidos formados por la mezcla de dos o más aguas incompatibles y la naturaleza de estos problemas causado por sólidos depende de: 

La concentración de los iones incrustantes que estén en el agua.

La relación de mezcla.

El tiempo de contacto de las aguas incompatibles.

El Tratamiento químico antes y después de mezclar las aguas. 76


pH, temperatura y presión del sistema.

Por lo general evitar mezclar aguas en la práctica no es siempre posible, por lo tanto se debe hacer uso de inhibidores de incrustación para prevenir la precipitación de scale.

e. Análisis residuales de los productos químicos aplicados al sistema.

*

RESIDUAL DE LOS INHIBIDORES DE INCRUSTACIÓN: La concentración

mínima de inhibidor de incrustación en el punto más lejano del sistema, debe garantizar que todo el sistema esté protegido; esta concentración varía con los productos y debe ser suministrada por la compañía química que lo vende. Los inhibidores de incrustación tipo fosfonato y ésteres de fosfato son monitoreados convirtiendo el fósforo a ortofosfato y midiendo la cantidad de producto colorimétricamente.

Los tipos poliacrilato son difíciles de monitorear por la

interferencia con sustancias orgánicas encontradas en el agua producida. Los análisis de residuales deben ser muy frecuentes en pozos a los cuales se les hayan realizado trabajos de squeeze, debido a que los re-squeeze dependen de este dato.

* RESIDUAL DE LOS BIOCIDAS: La concentración mínima de biocida que se debe encontrar en el punto más lejano del sistema debe ser de 20 ppm, para así suponer que todo el sistema está saturado de biocida. La medida del residual de biocida se realiza de acuerdo al tipo de producto activo del biocida y se aconseja hacerlo durante varios días después de la aplicación del bache, para establecer la frecuencia de inyección del producto. Los residuales comúnmente monitoreados son de:

glutaraldehido,

amonio cuaternario,

acroleina y amina fílmica.

77


14. CONCLUSIONES En este numeral, se presentan de manera puntual las conclusiones que los Autores consideran pertinentes al Estudio planteado en la investigación.

La formación de incrustaciones inorgánicas en tuberías profundas de pozos

petroleros, se manifiesta en una disminución de la producción de los mismos; y se debe básicamente a factores como la composición química del agua de la formación, la temperatura del yacimiento y a la descompresión del fluido en su ascenso a la superficie. 

Los inhibidores de incrustación de origen químico, son una alternativa

técnica eficiente para minimizar o eliminar la formación de fases solidas en las tuberías; requiere como cualquier otro método de inhibición, el previo análisis físico químico del agua de formación. Su forma de aplicación más común, es la aplicación continua, con la cual se obtiene una protección efectiva contra la formación de incrustaciones en el sistema. 

A diferencia de los métodos de inhibición de incrustaciones con agentes

químicos, los mecanismos de control no químicos, con medios mecánicos para la remoción de scale, no son muy recomendados ni utilizados en las operaciones de producción de crudo, ya que su operación compleja los hace inviables y poco compatibles técnicamente con los demás componentes de equipo en el pozo. 

Los métodos aplicados en el monitoreo y control de las incrustaciones, se

presentan como eficaces herramientas técnicas que permiten realizar la vigilancia o eliminación de los problemas causados por las incrustaciones, evitando a su vez la aplicación de acciones correctivas, las cuales muy seguramente, aumentan los tiempos y los costos de operación en los sistemas de inyección.

78


15. CIBER GRAFIA

http://www.scielo.org.ve/scielo.php?pid=S025407702002000100005&script=sci_arttext http://www.patentesonline.com.mx/patente.pesquisar.do?pesquisa=formacion%20 de%20incrustaciones. http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish99/aut99/p30_4 9.ashx http://www.patentesonline.com/minimizacion-de-la-formacion-de-incrustacionesen-un-evaporador-y-recuperacion-de-16956ve.html http://www.slb.com/resources/publications/industry_articles/oilfield_review/1999/or 1999_sp_aut03_incrustaciones.aspx http://www.champ-tech.com/onec_prod_scin_es.asp http://www.patentes-online.com.ar/composicion-y-metodo-para-inhibir-laformacion-de-incrustaciones-de-sales-producidas-11523.html http://www.magniflo.com/Tools/MM238.pdf http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish99/aut99/p30_4 9.ashx http://www.iie.org.mx/2001d/tec1.pdf http://www.scribd.com/doc/24999051/Emulsiones-de-Agua-en-Petroleo-Crudo http://www.mtas.es/es/publica/pub_electronicas/destacadas/enciclo/general/conten ido/tomo3/78.pdf

79


16. CONTENIDO DETABLA DE TABLAS

Tabla 1. Solubilidad de minerales en función de la salinidad.

pág. 25

Tabla 2. Solubilidad de minerales en función de la presión.

26

Tabla 3. Solubilidad de minerales en función de la temperatura.

27

Tabla 4. Se observan las diferencias típicas de concentración de iones.

29

Tabla 5. Composición de salmuera de dos aguas diferentes.

29

Tabla 6. Un ejemplo en el que dos aguas incompatibles son mezcladas.

30

Tabla 7. Tipos de depósitos de incrustación.

33

Tabla 8. Solubilidad de los tipos de incrustación a 80 °F.

38

Tabla 9. Tipos de inhibidores de incrustación químicos.

55

Tabla 10. Categorización cualitativa de las ratas de depositación.

67

Tabla 11. Análisis cualitativo de depósitos.

70

80


Estudio sobre la formacion de incrustaciones por acumulaciones de depositos minerales dentro de la t  
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