Barras, Surfactantes y Compresores

Barras espumantes Las barras espumantes, son un conjunto de surfactantes en forma de barra que actúan como espumante al entrar en contacto con el aceite alojado en la parte inferior del pozo, provocando efervescencia para aligerar la columna de fluidos y lograr su producción a lado del pozo. Este método es muy utilizado en los yacimientos de gas y condensado, donde se tiende a presentar tapones de aceite al reducir la presión, aunque también se puede utilizar en los yacimientos de gas húmedo, seco. Para que estas barras entren en efervescencia se necesita una temperatura entre 80 y 135º C. Su uso se recomienda principalmente para yacimientos de gas y condensado aunque también tiende a ser efectivo para gas húmedo. Su utilización es habitual en aquellos pozos donde las producciones han disminuidos pero aun no de una manera drástica, de lo contrario se utiliza otros métodos. Su ventaja principal es que representan una forma económica de elevar el agua y condensados de los pozos de gas sin usar operaciones caras de servicios a pozo, tales como las escoriaciones, limpieza a chorro con tubería flexible o instalar sistemas artificiales de producción. producción. Las barras pueden pueden ser soltadas manualmente manualmente dentro del pozo de gas, algunas veces se utilizan dispersadores aunque esto es muy raro.

Tamaños disponibles:

*1 5/8”Ø x 18” *1 3/8”Ø x 16” * 1 ¼”Ø x 15” * 1”Ø x 15”

* 7/8”Ø x 16” * 5/8”Ø x 15”

Características de las barras 

Barra 2310-B

Son barras solubles en agua que se pueden dispersar en condesado, contienen surfactantes que producen espuma en columnas de agua y condensado. Es recomendado usar solo cuando el 60% de la columna está compuesta de condensado y si el fluido contiene más del 40% de agua.

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Barra 2301-A

Son barras solubles en agua que contienen una combinación de surfactantes y reductor de fricción. Gas natural burbujea atreves de una columna de agua, surfactantes y el reductor de fricción produce espuma que ayuda a remover agua de pozos inundados. Es recomendado usar solo cuando el 80% de la columna está compuesta de agua y si el fluido contiene más del 20% de condensad

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Barra Tipo-C

Son un producto químico (ph acido) en forma de barra de 1 ¼” x 15 3/4” que contiene una mezcla de acido sulfamico inorgánico y de ácidos orgánicos para remover depósitos de calcio o hierro en el interior de la tubería de producción y que actué como agente espumante al entrar en contacto con los líquidos presentes en el fondo del pozo, a temperaturas entre 80 y 135 C, provocando efervescencia para aligerar la columna

hidrostática

e

inducir

el

pozo.

Las barras acidas son usadas principalmente en pozos de inyectores de agua para remover incrustaciones de carbonatos y deposiciones de herrumbre y estimular bajas presiones de inyección.

El numero de barras a usar está basado en el número de pies perforados del intervalo o de agujero descubierto, así como de la severidad de las incrustaciones

Productos químicos (surfactantes) Son surfactantes químicos que tienen como función la generación de espuma, para aligerar la columna de fluidos (debido al incremento del área de superficie de líquido con las burbujas) y de esta manera facilitar y estimular la producción del fluido taponanté en el fondo del pozo. Los fluidos que pueden inducir son aceite y agua, sin embargo reaccionan mejor en presencia de la última. Este método se utiliza principalmente para yacimientos de gas húmedo y seco donde los pozos se encuentran en su etapa de depleción. También pueden ser efectivos en yacimientos de gas y condensado.

Existen 3 subtipos de surfactantes según sus componentes y sus funciones: Típicamente los surfactantes no iónicos son componentes de fenoles y alcoholes. Estos químicos poseen una propiedad importante respecto a la solubilidad, donde los productos tienden a ser

más solubles a bajas temperaturas. A medida que la temperatura

incrementa, la solubilidad disminuye y la muestra se torna más nubosa, la cual es afectada por la concentración de sal en la muestra. Estos surfactantes son Los surfactantes aniónicos son excelentes productos para generar espuma en agua, pero son generalmente afectados por altas concentraciones de sal en el fluido. Pueden ser degradados a elevadas temperaturas (> 125 ºC), donde acido sulfúrico puede formarse como bioproducto y por supuesto, se convierte en un agente corrosivo. Los alquila-étersulfatos y los sulfonatos-olefinicos, son los productos principales de esta categoría. Los surfactantes catiónicos como las aminas cuaternarias, se desenvuelven mejor en aguas salinas que en agua fresca. Su bajo peso molecular representan un buen escenario para la formación de espuma de mezclas de petróleo y aguas salinas. Sin embargo, su aplicación con alto peso molecular puede ser no efectiva en soluciones salinas y pueden potencialmente generar emulsiones si se sobre dosifica

Finalmente los surfactantes anfóteros, representan el tipo más versátil para la formación de la espuma, debido a su propiedad de doble carga. Son muy estables a altas temperaturas y tolerantes a altas concentraciones de sal (>10% en peso).

Método de inyección de surfactantes Los métodos de inyección de surfactante son principalmente 2 y dependen del periodo de inyección de estos. Inyección por baches: Es el método más simple de inyección, se lleva a cabo en periodos

repetitivos de bombeo de surfactante y su efectividad es alta, pero requiere de un periodo de cierre del pozo para garantizar que los agentes lleguen a la zona de la acumulación de líquidos, aunque si el pozo es completado sin empacadores, la inyección por baches puede efectuarse por el espacio anular de la TR. La inyección del gas se puede llevar a cabo de dos maneras. La primera se logra por medio de barras, que provocan la formación de una espuma al contacto con agua. Luego de su formación esta es desplazada a través del espacio anular. La secunda es a través de una tubería capilar (3/8 o de ¼ In) especifica, por el cual se desplaza el surfactante, esto se logra gracias a la fuerza capilar y de gravedad. Inyección continua: Es el método de inyección más favorable, debido a que la efectividad

es más alta que la de baches. En este también se requiere cerrar el pozo durante algún periodo de tiempo. Si el pozo no posee empacadores se puede hacer por el anular. También se puede llevar a cabo por tubería capilar o por bombeo.

La inyección de surfactantes se pueden llevar a cabo de dos maneras en los pozos verticales, sin embargo en los verticales solo se puede mediante la utilización del tubo capilar.

Compresión de fluidos en fondo Su utilización radica principalmente en aquellos campos maduros de gas donde se empieza a generarse líquidos en el fondo, donde la presión de fondo fluyente es necesaria disminuirla, así como también de prolongar la presión de abandono del yacimiento. Para esto se utiliza lo que es llamado “DGC” “Downhole Gas Compressor” el cual incluye las fases de diseño, manufactura y prueba, en un circuito cerrado simulando las condiciones de producción de ciertos yacimientos de gas.

Cuando la presión declina, esta reduce hasta alcanzar un estado en el cual es mayor la fuerza de fricción en la tubería lo que genera que el pozo ya no sea económicamente rentable. El DGC lograr entonces reducir la fuerza de friccion en el fondo ylas caídas de presión en el fondo. Aumentando la capacidad del pozo de producir gas.

Funcionamiento Una fuente de 3Ø es alimentada a una fuente de potencia REO de CA que la convierte en una fuente variable de 3Ø. Entonces, esto es alimentado a un rectificador que convierte la CA en CC (0-2500V). El voltaje variable de CC conecta a un inversor que convierte un motor en el compresor el cual, de forma alterna, gira un impulsor a gran velocidad para desarrollar una ratio de presión a través del compresor. En este sistema de potencia, la fuente de potencia REO está controlada por una computadora a través de su inter-fase de comunicación de serie RS232. Es a través de este puertoRS232 que los ingenieros pueden enviar los datos de control que mandan la velocidad del motor que conduce el compresor.

El "Downhole Compressor" logra conseguir y mantener la velocidad del motor y, así, la presión efectuada por el compresor

Resultados La siguiente figura muestra el potencial de flujo para el método llevado a cabo por compresión en la cabeza del pozo y para aquellos en el fondo. La AOF está en color negro. La figura muestra claramente que el DGC para un mismo yacimiento acelera la producción de gas incluso aun mas que los que se realizan en la cabeza del pozo

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