TRATAMIENTO DE ARENAS EN FONDO DE POZO PRODUCTOR DE CRUDO, MEDIANTE EL USO DE AGENTE DISPERSANTE COMERCIAL SAND TREAT, PRODUCTO DERIVADO DEL ÁCIDO DODECIL BENCEN SULFÓNICO.

Quím. Arboleda, Fabián (i); Ing. Valencia, Carlos (ii); Ing. Quiñones, Luís (ii); Ing. García, Ramiro (ii); Ing. Reinoso Marcela (ii); Ing. Cárdenas Valeria (ii).

(i) QUIMIPAC S.A. (ii) REPSOL YPF

RESUMEN. La inyección continua de dispersantes- detergentes en fondo de pozo contribuye: a la remoción de conglomerados arena – crudo, y a una distribución uniforme de estos en la columna hidrostática, este efecto se aprecia en la drástica disminución de la desviación estándar de los resultados de análisis de las muestras tomadas en superficie. En consecuencia, la aplicación de este tratamiento en campo ha permitido un incremento del tiempo entre reacondicionamientos de los equipos BES de pozos productores de sólidos evitando atascos y disminuyendo el esfuerzo de arrastre por el efecto de detergencia.

INTRODUCCIÓN

El desarrollo de dispersantes de sólidos para fondo de pozos, aplicabilidad, dosificación y compatibilidad con los sistemas de tratamiento químico de petróleo, es de gran importancia en el campo de la ciencia y tecnología de producción, ya que este tipo de tratamiento aumenta la vida útil de los equipos al disminuir la acumulación de sólidos en fondo de pozo. Los derivados del ácido dodecil bencen sulfónico conjuntamente con los aditivos antiescala y anticorrosivo de las dos presentaciones de Sand Treat cumplen con los principales requisitos: bajo costo, baja toxicidad, buenas características de inhibición de corrosión e inhibición de incrustaciones, excelente efecto detergente-dispersante de arenas no consolidas y aglomerados oleosos que las arenas forman con el petróleo. La química de coloides explica que todo surfactante alcanza o desarrolla las propiedades dispersantes y detergentes, al manifestar las dos cualidades intrínsecas de estas sustancias: la capacidad de adsorción interfacial y la capacidad de auto agregación molecular CMC (concentración micelar crítica). Adsorción.- Todos los surfactantes presentan en su estructura un grupo polar afín con el agua y otro apolar insoluble en agua (hidrofìlico y lipofìlico respectivamente)1. El grupo polar esta conformado por heteroátomos (O, S, N, P) y el grupo lipofìlico esta constituido principalmente de hidrocarburos parafínicos o alquil-aromático. Debido a esta propiedad dual las moléculas derivadas del ácido docecil bencen sulfónico no pueden ser completamente solubles en agua o sistemas oleosos, esto produce que las moléculas de surfactante se posicionen en las interfaces, orientándose su grupo polar hacia el medio acuoso y su grupo lipofìlico hacia la fase oleosa o aire disminuyendo sensiblemente la tensión superficial hasta llegar ha romper la interfase.

Este tipo de adsorción no se limita a las interfases liquido - líquido, liquido- gas, sino también a las interfases líquido- sólido siendo la fuerza motriz en este tipo de interacciones los siguientes factores: Atracción polar por la presencia de cargas eléctricas en los sólidos y efecto hidrófobo.

Ilustración 1: Fenómenos asociados a la adsorción

CMC.- Alcanzada la saturación total de la interfase con moléculas de surfactante la concentración mono molecular aumenta, la tensión superficial llega a su punto más bajo y tiende a mantenerse constante, siendo este el indicativo del fenómeno de asociación en el cual las moléculas se agrupan en estructuras cilíndricas en que sus grupos apolares se orientan hacia el centro de esta estructura y el grupo polar se orienta a la superficie2. Las micelas son responsables de la propiedad fundamental de las soluciones surfactantes: su poder solubilizante. Esta propiedad permite solubilizar aceite en agua favoreciendo el efecto de detergencia. En el presente trabajo se analizo el comportamiento dispersivo- detergente del químico al ser dosificado continuamente a fondo de pozo por inyección capilar.

EVALUACIÓN DE LOS PARÁMETROS3

CMC Efecto de la dosificación de químico en la sedimentación de arenas. Ensayo de detergencia Determinación variabilidad de sólidos luego con la inyección continua de Sand Treat Análisis de eventos

CMC (concentración Micelar Crítica)4 Metodología.- Materiales: espectrofotómetro Hach, 4 pipetas de 10 ml, 10 balones aforados de 100 ml, 5 celdas de 25 ml Reactivos: agua de formación del pozo productor sujeto a investigación, Sand Treat. Se preparo una solución madre de 1000 ppm de sand treat y con esta solución se dosificaron de 0 a 100 ppm del químico en 100 ml de agua de formación del pozo a prueba, se agito

fuertemente las muestras por 20 minutos y se procedió a determinar los sólidos suspendidos por espectrofotometría. Resultados.-

Ilustración 2: Determinación espectrofotométrica de CMC

Efecto de dosificación químico en la sedimentación de arenas5 Metodología.-

• Materiales: 5 Probetas de 1000 ml, 2 pipetas de 25 ml, arena de formación, 4 Jeringas de 10ml, Baño térmico.

• Reactivos: Sand Treat, Agua de Formación del proceso. Se prepararon 5 soluciones de 200 ppm en probetas graduadas de 1000 ml; la primera sirvió de blanco ya que a esta no se adiciono Sand Treat en las cuatro siguientes se adiciono 20, 30, 40 y 50 ppm (concentración micelar critica determinada con anterioridad) de Sand Treat, se agitaron las soluciones por medio de aire comprimido 4 horas aproximadamente para lograr simular la agitación existente en la bomba BES y lograr obtener concentraciones diferentes a cada una de las alturas de toma de muestras, a las 4 horas de agitación se tomaron muestras de 100 ml de los 200, 500 y 800 ml marcados en las respectivas probetas. Cada una de las muestras de 100 ml tomadas de las 5 soluciones fueron filtradas, y estos filtros fueron calcinados para determinar la cantidad de sólidos dispersados en función de la altura en que se tomo la muestra.

RESULTADOS.- Tabla 1: evaluación de distribución de sólidos en la columna hidrostática

Ilustración 3: distribución de sólidos en la columna hidrostática

Ensayo de detergencia6- Para poder realizar este ensayo se recurrió al uso del viscosímetro de paletas del laboratorio, dado que la detergencia ayuda ha remover o desplazar sólidos y particulados la fluidez del sistema en experimentación tendrá que subir por ende los valores de viscosidad tendrán que bajar bajo esta hipótesis se procedió ha realizar el experimento7. Metodología.- Al preparar las suspensiones de arena de de formación en agua se determino experimentalmente que la suspensión de14.37 % de arena en agua de formación fue la optima en la que el motor del viscosímetro funcione adecuadamente y muestre lecturas constantes (sin variación) de viscosidad sin la adición de químico. A la suspensión se le agrego sand treat del 0 al 60% en peso para valorar el efecto del surfactante sobre la fluidez de este sistema, obteniéndose los siguientes resultados:

Tabla 2: variación de viscosidad en función del % de Sand Treat

Ilustración 4: variación de la viscosidad en función del % de sand treat adicionado a la arena

APLICACIÓN PRÁCTICA

REPSOL BLOQUE 16 Y AREAS UNIFICADAS. El Bloque–16 se encuentra en la parte central de la cuenca oriental de Ecuador. El área de 2000 km2 comprende 6 estructuras principales descubiertos entre 1987 y 1989 y dos secundarias descubiertas en 1999 situada parcialmente fuera del Bloque 16.

Los yacimientos son trampas estructurales de poco relieve con dos niveles productivos principales Cretácicos de la Formación Napo (M1C/A y U Inferior) con alta permeabilidad y de origen fluvio/deltaico. Otros niveles productivos son: Basal Tena, U Superior, Nivel T y Hollin.

Crudos pesados, fuertemente subsaturados con viscosidades en el rango 7-122 cp y gravedad promedio: 15.3 ° API.

Ilustración 5: Área de operación bloque 16 REPSOL YPF

POZOS CRITICOS. Los Pozos Críticos por problemas de arenas del campo son aquellos de la zona productora M1, que presenta arenas no consolidadas, de estos pozos los que han presentado mayores problemas de arena son:

Tabla 3: Pozos críticos con Tratamiento Sand Treat

POZOS CON TRATAMIENTO SAND TREAT POZO OIL WATER BSW DOSIS

GAL/ DÌA POZO 3 470.49 3713.14 88.75 9 POZO 6 194.12 623.27 76.25 2 POZO 2 307.93 1981.44 86.55 4 POZO 7 168.87 751.68 81.66 2 POZO 1 159.14 1577.45 90.84 4 POZO 4 217.68 52.44 19.41 3 POZO 8 273.5 2912 91.41 6 POZO 9 377.99 765.6 66.95 2 POZO 10 365.46 1865.84 83.62 4 POZO 11 1014.55 3580.92 77.92 8 POZO 12 652.26 4206.43 86.58 10 POZO 13 304.51 898.49 74.69 2 POZO 5 515.99 2385.98 82.22 2

Determinación de la variabilidad estadística de sólidos con la inyección de Sand Treat a fondo de Pozo8. Metodología.- Desarrollo de una tabla estadística de control de variables, metodología potente y estricta del control de un proceso, que muestra la dispersión de los datos, media aritmética, limites de control, y desviación estándar, estos valores se consideraron para determinar la efectividad del tratamiento en fondo de pozo. Resultados en pozos a prueba. Análisis de Pozo 1.

Ilustración 6: Tabla de control de variables Pozo 1

Ilustración 7.1: Control de variables, dispersión de datos de enero de 2006 a marzo de 2007

Ilustración 7.2: Control de variables; variación de la desviación estándar, datos del 1 de enero de 2006 al 17 de marzo de 2007,

la inyección de químico Sand treat 5 de julio de 2007

Ilustración 7.3: análisis de dispersión de sólidos y fluctuaciones de varianza de enero de 2006 a 5 de julio de 2006 anterior a la

inyección de Sand Treat

Ilustración 7.4: Análisis de dispersión de sólidos y fluctuaciones de varianza del 5 de julio de 2006 al 17 marzo 2007, después

de la inyección sand treat

Tabla 4: Fluctuaciones de media aritmética, desviación estándar: primer cuadro de enero 2006 a 5 de julio 2006 antes de inyección de sand treat; segundo cuadro de 5 de julio 2006 a 17 de marzo 2007 después de inyección sand treat; tercer cuadro fluctuaciones totales de 5 de julio de 2006 a 17 de marzo 2007.

Análisis Pozo 2

Ilustración 7: Tabla de control de variables Pozo 2.

Ilustración 8.1: análisis de dispersión de sólidos y fluctuaciones de varianza del enero de 2005 a marzo de 2007.

Ilustración 8.2.- Análisis de dispersión de sólidos y fluctuaciones de varianza de enero de 2005 a 24 de octubre de 2005 antes

de inyección de sand treat

Ilustración 8.3: Análisis de dispersión de sólidos y fluctuaciones de varianza del 25 de octubre de 2005 a 1 de marzo de 2007despues de inyección de sand treat.

Tabla 5: Fluctuaciones de media aritmética, desviación estándar: primer cuadro de enero 2005 a 24 de octubre 2005; segundo cuadro de 24 de octubre 2005 a 1 de marzo 2007; tercer cuadro fluctuaciones totales de enero de 2005 a marzo 2007.

Análisis de eventos entre reacondicionamientos de bombas electrosumergibles en pozos críticos.-

Tabla 6: Análisis de eventos de reacondicionamientos

Pozo Evento IP

[bbl/psi]Observaciones

Pozo 2 Completación inicial

7.2 Sólidos prom: 195 ppm Inyección sand treat: 51.5 ppm Frecuencia de operación: 41hz BSW: 88.24 Cum oil: 361 Mbbl

Completación inicial

5 Sólidos prom: 18 ppm

Wo #1 6 Pozo se arena

Pozo 3

Wo #2 4.3 Sólidos prom: 13 ppm Inyección sand treat: 87.6 ppm Frecuencia de operación: 40hz BSW: 86 Cum oil: 1091 Mbbl

Recompletación 1.15 Sólidos prom: 33 ppm Wo #4 4.4 Sólidos prom: 32 ppm

Inyección sand treat: 89.9 ppm

Pozo 4

Wo #5 3.5 Sólidos prom: 58 ppm Inyección sand treat: 89.9 ppm Frecuencia de operación: 45 hz BSW: 90.54 Cum oil: 52 Mbbl

Pozo Evento IP

[bbl/psi] Observaciones

Recompletación 1.67 Sólidos prom: 87 ppm Pozo 5 Wo #4 1.1 Sólidos prom: 102 ppm

Inyección sand treat: 52.6-788.3 ppm

Wo #5 1.3 Sólidos prom: 90 ppm Inyección sand treat: 788.3 ppm Frecuencia de operación: 44 hz

BSW: 19 Cum oil: 43 Mbbl

Completación inicial 2.9 Run life 1513 días

Wo #1 2.4 Run life 614 días Bomba con eje roto

Pozo 6 Sistema de control de arena falla, se propone continuar la producción del pozo controlando el diferencial de presión y

con inyección de sand treat Wo #2 1.8 Manual off

RESULTADOS EXPRESADOS EN RUN LIFE (TIEMPO ENTRE REACONDICIONAMIENTOS DE LOS POZOS CRITICOS TRATADOS CON

SAND TREAT DEL BLOQUE 16 REPSOL YPF DEL ECUADOR

Ilustración 9: Comentarios de falla, run life de pozos con tratamiento con Sand Treat.

CONCLUCIONES

• La concentración micelar crítica promedio del campo es de 50 ppm dato obtenido de la Concentración Micelar Crítica y el ensayo de sedimentación de arenas (tabla 1).

• La inyección continua de Sand Treat a fondo de pozo por via capilar produce una distribución uniforme de las arenas y conglomerados oleosos en toda la columna hidrostática del pozo (Ilustración 3), así como disminución del esfuerzo de bombas BES en los arranques datos corroborados por loas análisis de detergencia (tabla 2, Ilustración 4).

• El sand treat permite la fácil remoción de sólidos, esto se comprueba al observar la

disminución de la viscosidad en 126 unidades en el experimento (ensayo de detergencia tabla 2). Esta remoción se debe a que el producto aumenta la mojabilidad del sólido, al adherirse sobre su superficie disminuye o bloque las fuerzas atractivas

• Con este proceso de tratamiento de arenas en fondo de pozo se logra una eficaz

remoción de las arenas y limpieza de los Intake de las bombas electrosumergibles.

• La remoción de arenas y conglomerados oleosos de fondo de pozo se debe a la acción

detergente y dispersante, lograda al acercarse la dosificación a su CMC, este efecto puede apreciarse en la dispersión de sólidos y mayormente en la fluctuaciones de la varianza (σ) (tabla 3 y 4).

• Del análisis de la dispersión de sólidos y fluctuaciones de varianza de las tablas 4 y 5 se descubre que el aporte de sólidos de los pozos se da tipo Bach con significativas diferencia antes y después de la adición del químico: antes de la adición del químico Tabla 3 Pozo 1 el valor medio de dispersión de sólido es de 99, 4 ppm con una desviación estándar de 62,3; luego de la inyección de químico del 5 de julio de 2006 la dispersión media de sólidos disminuye a 31 ppm con una desviación estándar de 6,2. En la Tabla 4 Pozo 2 antes de la inyección de químico el valor medio de dispersión de sólidos es de 33,89 ppm con una desviación estándar de 24,78 después de la inyección de químico del 25 de octubre de 2005 se observa una disminución del valor medio de dispersión de sólidos a 18 ppm y con una desviación estándar 8,8 respectivamente.

• Los altos valores de dispersión de sólidos y desviación estándar antes de la adición de

químico dispersante indican que las arenas se depositan en el fondo del pozo ocasionando la formación de conglomerados, problemas de arranque a los pozos y menor tiempo entre cada reacondicionamiento (tabla 6).

• La disminución de la dispersión de sólidos y desviación estándar indica que las arenas son dispersadas en el fluido y que los conglomerados son removidos uniformemente del fondo de pozo aumentando el run life de las bombas electrosumergibles.

• La inyección continua de Sand Treat, permite un funcionamiento optimo de la bomba

electrosumergible al remover los sólidos de fondo de pozo, manteniendo la presión de fondo, temperatura y las corrientes constantes en el tiempo, al existir un problema de de dosificación, existen marcados cambios (incremento de presión de fondo, incremento de temperatura y voltaje), fenómenos observados en el gráfico cortesía de Baker Centrilif.

• La inyección de sand treat a los pozos productores de arena ha permitido que

después de paradas programadas se pueda arrancar los equipos electros sumergibles sin dificultad. (Pozo 3, Pozo 4)

• La solución óptima para un pozo productor de arena es la instalación de un sistema mecánico de contención. Este sistema reduce el índice de productividad del pozo.

• Para un pozo con índice de productividad menor a dos, no es recomendable instalar un sistema de control de arena y la única alternativa viable de producción es controlar el diferencial de presión aplicado.

• La inyección de sand treat es una alternativa que ayuda en el manejo de la operación de pozos con aporte de sólidos que ha mostrado ser efectiva en el tiempo que se ha probado

REFERENCIAS.

1 Salager J. L., Surfactantes, Cuadernos FIRP Nº 300 a 304, ULA, 1987.

2 Romo L.A., “EMULSIONES: FUNDAMENTOS FISICOQUÍMICOS, FORMULACIÓN Y APLICACIÓN”, UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR, 1993

3 Hiemenz P., Principles of Colloid and Surface Chemistry, M. Dekker, 1977

4 Salager J. L, Detergencia, Cuaderno FIRP Nº 330, ULA (1987).

5 Arteta R.L., “COMPARACIÓN DE MÉTODOS DE ANÁLIS DE MECÁNICA DE SUELOS”, UNIVERSIDAD AUTONOMA DE CHAPINGO, Revista TERRA Latinoamericana, 2001.

6 Altmajer D., “FORMULACIONES DETERGENTES BIODEGRADABLES ENSAYOS DE LAVADO”, UNIVERSIDAD DE GRANADA, 2004.

7 Moreno L., Curso fundamentos de Reología, Estabilidad y Reología de Suspensiones, INSTITUTO DE CERÁMIC Y VIDRIO, CSIC, Madrid, 2005.

8 Omachonu V.K.; Ross J.E., “PRINCIPLES OF TOTAL QUALITY”, 249-265, 1995.

AGRADECIMIENTOS.

Los realizadores del presente trabajo, expresamos nuestro agradecimiento por la colaboración prestada a:

REPSOL YPF

QUIMIPAC.

BAKER CENTRILIFT