El estudio abordó la selección de ácido 100% orgánico cómo sustituto de HCl para tratamientos químicos en pozos BEC.
Uno de los sistemas de levantamiento artificial más utilizado es el sistema de bombeo electro centrífugo (BEC) en la región marina de México.
En estos equipos se han identificado problemas de incrustaciones en varias partes de sus componentes. Como son: motores, sellos o bombas de los equipos; así como en la misma tubería de producción.
En los pozos terminados con BEC, productores de aceite pesado y con bajos cortes de agua, se han recuperado abundantes incrustaciones en motor, bomba; inclusive se ha encontrado a la profundidad de 1,000 m aprox. en la tubería de producción (TP), por arriba de la descarga de bomba.
Se han realizado diferentes pruebas desde la aparición de estas incrustaciones. Siendo el análisis de difracción de rayos X (DRX) la prueba que ha facilitado la identificación de las incrustaciones.
En el motor (punto caliente) se identificó la presencia de sulfato de calcio (CaSO4); mientras que en bomba y TP se encontró carbonato de calcio (CaCO3) consolidado y abundante y, a medida que la temperatura disminuye, el CaCO3 se mostró escaso y no consolidado.
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Para la remoción del carbonato de calcio comúnmente se emplean sistemas ácidos inorgánicos. Mientras que, para el sulfato de calcio, se utilizan quelantes y/o combinaciones del mismo con sistemas ácidos.
Para el uso de cualquiera de estos sistemas a través de los equipos BEC, se deben cubrir parámetros que cumplan ciertos estándares requeridos. Validados a través de diferentes pruebas de laboratorio tales como: prueba de solubilidad, corrosión, compatibilidad e hinchamiento.
Desde que fue identificada la presencia de incrustaciones en pozos terminados con BEC en la región marina de México. Se ha pasado una curva de aprendizaje que ha permitido desarrollar una metodología para la selección de fluidos de tratamiento, volumen de fluidos, colocación de los fluidos, gastos óptimos de bombeo y contacto óptimo de fluido.
Las consideraciones de diseño incluyen: 1) simular la tendencia incrustante de pozos del área. Así como 2) trabajo a nivel de laboratorio una vez que se tiene la evidencia física en superficie de dichas incrustaciones luego de operaciones de reparación.
Hasta 3) finalmente aplicar en campo la solución óptima para solventar esta problemática que afecta la producción de los pozos y disminuye el tiempo de vida de los BEC.
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En el estudio, tras la de la curva de aprendizaje en pruebas de laboratorio y aplicación en campo por más de 2 años, se obtuvieron varios resultados.
Las conclusiones llegaron luego de evaluar el sistema reactivo 100% orgánico cómo sustituto de HCl para tratamientos químicos en pozos BEC. En su versión normal y Plus:
- El sistema es compatible con diferentes aceites de los campos de crudo pesado de la sonda de Campeche.
- La tasa de corrosión promedio del sistema 100% orgánico es de 0.008 lb/pie2. Muy por debajo del límite máximo permitido para elementos BEC de 0.02 lb/pie2. Con Contenido Nacional” “Soberanía Energética 17 – 20 de noviembre, 2021 Monterrey, N.L.
- La tasa de corrosión promedio del sistema 100% orgánico mejorado es de 0.0028 lb/pie2, para aleaciones SCr-13 y de 0.00825 lb/pie2 para aleación TRC-95; valores que se encuentran por debajo del límite máximo permitido para elementos BEC de 0.02 lb/pie2 y de 0.04 lb/pie2 para aleación TRC-95.
- El porcentaje de hinchamiento se encuentra por debajo del 5% ocasionado por el diésel como fluido de referencia.
- Se recomienda la combinación de ácidos orgánicos en su versión normal y mejorada. Para: A) Remover incrustaciones de CaCO3 en pozos con equipos BEC operando con tiempo de reposo mínimo de 30 minutos. B) Estimulación matricial bombeada a través de pozos con equipos BEC operando con tiempo de reposo mínimo de 60 minutos.
- Debido a su propiedad de ácido retardado con alto poder de solubilidad. Este sistema reactivo también se utiliza como bache despegador en las resistencias y/o atrapamientos de sarta de perforación.
- La aplicación de este método de trabajo ha permitido la utilización de sistemas orgánicos convencionales y mejorados. Sin que se hayan presentado eventos de corrosión al equipo BEC después de tratamiento.
Los Ingenieros Everardo Hernández Del Ángel, Sarai Santos y Katya Campos, presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
