La lucha contra las incrustaciones—Remoción y prevención

Trate de imaginar una amenaza capaz de estrangular un pozo productivo en el lapso de 24 horas.

La acumulación de incrustaciones dentro de las tuberías hace exactamente eso y 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. Asimismo, se dispone de

nuevas herramientas capaces de

eliminar los depósitos de

sedimentos de los

revestidores y de

las tuberías.

La acumulación de sedimentos minerales es unode los problemas de producción que más preocu-pan a los ingenieros de producción. Se trata deun conjunto de depósitos que se incrustan en losorificios de los cañoneos, los revestidores, lastuberías de producción, las válvulas, las bombasy los equipamientos de completación del pozo,de manera tal que obstruyen el hueco e impidenel flujo normal de los fluidos. Las incrustaciones,como ocurre en los caños de agua o en lasteteras de agua de todos los hogares, se puedendepositar a lo largo de toda la trayectoria quesigue el agua, desde los pozos inyectores hastalos equipos de superficie, pasando por losyacimientos. La mayor parte de las incrusta-ciones que se encuentran en los campospetroleros se forman por precipitación de mine-

rales presentes en el agua de formación, o biencomo resultado de que el agua producida se so-bresatura de componentes minerales cuando dosaguas incompatibles se encuentran en el fondodel pozo. Cada vez que un pozo de gas o de pe-tróleo produce agua, o que se utiliza inyección deagua como método para mejorar la recuperación,surge la posibilidad de que se formen incrusta-ciones. En ciertas áreas, como por ejemplo en elMar del Norte y en Canadá, en donde existenregiones enteras con tendencia al depósito deminerales, esto está reconocido como uno de losprincipales problemas de la producción.

Las incrustaciones pueden desarrollarse enlos poros de la formación en las cercanías delpozo, con lo cual la porosidad y la permeabilidadde la formación se ven reducidas. Asimismo,

30 Oilfield Review

Mike CrabtreeAberdeen, Escocia

David EslingerTulsa, Oklahoma, EE.UU.

Phil FletcherMatt MillerSugar Land, Texas, EE.UU.

Ashley JohnsonRosharon, Texas

George KingBP Amoco CorporationHouston, Texas

Se agradece la colaboración de Andrew Acock, Houston,Texas, EE.UU.; Willem van Adrichem y Warren Zemlak,Sugar Land, Texas; Mike Barrett, Steve Davies, IgorDiakonov y Jon Elphick, Cambridge, Inglaterra; Leo Burdylo,Sugar Land, Texas; Ingrid Huldal y Raymond Jasinski,Aberdeen, Escocia; y Scott Jacobsen, Houston, Texas. Blaster Services, Bridge Blaster, CoilCADE, CoilLIMIT, JetAdvisor, Jet Blaster, NODAL, ScaleFRAC, Sterling Beads yStimCADE son marcas de Schlumberger. Hipp Tripper esuna marca de Baker Oil Tools; Hydroblast es una marca deHalliburton; y RotoJet es una marca de BJ-NOWSCO.1. Brown M: “Full Scale Attack,” REview, 30 The BP

Technology Magazine (Octubre-Diciembre de 1998): 30-32.

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

Otoño de 1999 31

pueden llegar a bloquear el flujo normal cuandose obstruyen los cañoneos o se forma una capaespesa sobre las paredes de las tuberías de pro-ducción (página previa). Pueden además cubrir ydeteriorar los equipos de completación, como lasválvulas de seguridad y los mandriles del sistemade levantamiento artificial por gas. Los efectosde las incrustaciones pueden resultar dramáticose inmediatos: en un pozo del campo Miller en elMar del Norte, los ingenieros se sorprendieron alver descender la producción de 30.000 B/D [4770m3/d] a cero en el lapso de 24 horas.1 Debemosconsiderar, además, que los costos pueden serenormes: la solución de este tipo de problemas lecuesta a la industria cientos de millones dedólares por año en términos de pérdidas de pro-ducción. Hasta no hace mucho tiempo, los méto-dos de tratamiento eran limitados y pocoefectivos. Cuando se forman las incrustaciones,se necesita utilizar una técnica de eliminaciónrápida y efectiva. Los sistemas de remoción com-prenden métodos químicos y mecánicos, cuyaelección depende de la ubicación de los sedi-mentos y de sus propiedades físicas.

Algunas incrustaciones minerales, como elcarbonato de calcio (CaCO3), se pueden disolvercon ácidos, mientras que en otros casos este sis-tema no funciona. Muchas veces se forma unapelícula cerosa de hidrocarburos que protege alas incrustaciones de la acción de los disolventesquímicos. Puede ocurrir también que seacumulen capas de incrustaciones sólidasimpermeables que revisten las tuberías de pro-ducción y a veces las bloquean por completo, conlo cual resulta más difícil quitarlas. En este caso,por lo general se utilizan técnicas mecánicas otratamientos químicos para penetrar la capaincrustada. A pesar de ello, con frecuencia seforman incrustaciones duras, como el sulfato debario (BaSO4), que son sumamente resistentes,tanto a los agentes químicos como mecánicos.Antes de que se produjeran los últimos avancesen la tecnología de eliminación de las incrusta-ciones minerales, los operadores que seencontraban con este tipo de problemas muchasveces se veían obligados a suspender la produc-ción, movilizar taladros de completación paraextraer la tubería dañada del pozo y hacer lalimpieza en la superficie, o bien reemplazar latubería directamente.

En este artículo, se explican las causas físicasque provocan la acumulación de incrustacionesminerales durante la producción de petróleo. Sise conocen las condiciones que provocan esteproblema y cuándo y dónde puede ocurrir, resultamás sencillo comprender cómo eliminar lasincrustaciones y diseñar los tratamientos nece-sarios para restablecer la productividad del pozoa largo plazo. En segundo lugar, se presenta unadescripción general de las técnicas mecánicas yquímicas que se utilizan para la eliminación deincrustaciones—incluyendo los últimos avancesen técnicas de limpieza a chorro—y se examinanlas ventajas y las limitaciones de cada método.

Por último, se reseñan los avances realizados enel tratamiento de agua y de nuevos productosinhibidores que permiten controlar el delicadoequilibrio químico para impedir que vuelvan aaparecer estos depósitos minerales.

Origen de las incrustacionesEn las incrustaciones minerales que se producenen los campos petroleros, el agua juega un papelfundamental, dado que el problema se presentasólo cuando existe producción de agua. El aguaes un buen solvente para muchos materiales ypuede transportar grandes cantidades de mine-rales. Todas las aguas naturales disuelven distin-

>

Solubilidad de minerales en función de la temperatura

Solubilidad de minerales en función de la presión

1000

100

10

1

0,1

Solu

bilid

ad, l

bm/b

bl

0,01

0,001

0,000177 120

Temperatura, ºF

Sulfato de estroncio

Calcita Barita

Siderita

Halita

Yeso

Anhidrita

170 210 260 300

Solubilidad de minerales en función de la salinidad

0,004

0,0035

0,003

0,0025

0,002

0,0015

0,001

0,0005

5 x 10-3

4 x 10-3

3 x 10-3

2 x 10-3

1 x 10-3

25°C

150°C

250°C

070

10 2 3 4 5 6

120 170 220 270

14.000 psi

1500 psi

7000 psi

14,5 psi

Temperatura, °F

Sulfa

to d

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lto, l

bm/b

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del

sul

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de

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, mol

/L

NaCl mol/LAgua de mar

>La solubilidad de los minerales tiene una compleja dependencia con respecto a muchas variables,que incluyen la temperatura (arriba), la presión (centro) y la salinidad (abajo).

tos componentes cuando contactan fases mine-rales en su estado natural. Esto da lugar a fluidoscomplejos, ricos en iones, algunos de los cualesse encuentran en su límite de saturación paraciertas fases minerales. El agua de mar tiende aser rica en iones, que son un subproducto de lavida marina y la evaporación del agua. El aguadel suelo y el agua del ambiente cercano a lasuperficie, por lo general, es más diluida y sucomposición química es diferente con respecto alagua de zonas profundas del subsuelo asociadacon acumulaciones de gas y petróleo.

El agua subterránea de ambientes profundosse enriquece con iones mediante la alteración delos minerales sedimentarios. El agua que seencuentra en los yacimientos de carbonatos yareniscas cementadas con calcita por lo generalcontiene una gran cantidad de cationes biva-lentes de calcio [Ca+2] y magnesio [Mg+2]. Confrecuencia, los fluidos que se encuentran en unaformación de areniscas contienen cationes debario [Ba+2] y estroncio [Sr+2]. En los fluidos de losyacimientos el total de sólidos disueltos puedellegar a 400.000 mg/L [3,34 ppg]. La composiciónexacta tiene una compleja dependencia de ladiagénesis de los minerales y de otros tipos dealteraciones que se producen a medida que losfluidos de la formación fluyen y se mezclan en eltranscurso del tiempo geológico.

La formación de las incrustaciones comienzacuando se perturba el estado de cualquier fluidonatural de forma tal que se excede el límite desolubilidad de uno o más de sus componentes.Las solubilidades de los minerales en sí mismastienen una complicada dependencia respecto dela temperatura y la presión. Por lo general, unincremento de la temperatura provoca elaumento de la solubilidad de un mineral en elagua: más iones se disuelven a temperaturasmás elevadas (página previa). En forma similar, aldescender la presión, la solubilidad tiende a dis-minuir y, como regla general, la solubilidad de lamayoría de los minerales disminuye por un factorde dos por cada 7000 lpc [48-Mpa] de disminu-ción de la presión.

No todos los minerales se ajustan a la ten-dencia típica de la temperatura; por ejemplo, elcarbonato de calcio presenta la tendenciainversa, es decir que la solubilidad en aguaaumenta cuando las temperaturas disminuyen.La solubilidad del sulfato de bario se duplicacuando la temperatura oscila entre 25 y 100°C[77 a 212°F], pero luego disminuye en la mismaproporción a medida que la temperatura seacerca a los 200°C [392°F]. Esta tendencia, a suvez, se ve influenciada por la salinidad de lasalmuera del medio.

Una complejidad adicional es la solubilidadde los minerales de carbonatos en presencia degases ácidos, como el dióxido de carbono [CO2] yel ácido sulfhídrico [H2S]. La solubilidad de loscarbonatos aumenta a medida que disminuye laacidez del fluido, y tanto el CO2 como el H2S aaltos niveles de presión proporcionan suficienteacidez. Por lo tanto, el agua de formación, al es-tar en contacto con la roca carbónica y los gasesácidos, puede ser rica en carbonatos disueltos.Esta tendencia presenta una dependencia com-pleja y no lineal con respecto a la composición dela salmuera, la temperatura y la presión del gaspor encima de la fase líquida; este efecto de lapresión del gas es varios órdenes de magnitudmayor que el efecto normal de la presión sobre lasolubilidad de un mineral. En general, a medidaque disminuye la presión, el C02 deja la faseacuosa provocando el aumento del pH, que con-duce a la formación de incrustaciones calcáreas.

Formación de las incrustacionesSi bien el punto de partida para la formación delas incrustaciones puede ser un cambio de tem-peratura o de presión, la liberación de gas, unamodificación del pH o el contacto con agua incom-patible, existen aguas de producción que, a pesarde encontrarse sobresaturadas y ser proclives alas incrustaciones minerales, no presentan pro-blema alguno. Las incrustaciones se desarrollan apartir de una solución. El primer desarrollo dentrode un fluido saturado es una formación de gruposde átomos inestables, proceso denominadonucleación homogénea (derecha). Los grupos deátomos forman pequeños cristales (semillero decristales) provocados por fluctuaciones locales enel equilibrio de la concentración de iones en lassoluciones sobresaturadas. A continuación, loscristales crecen por adsorción de iones sobre lasimperfecciones de las superficies de los cristales,con lo cual aumenta el tamaño del cristal. Laenergía necesaria para que el cristal crezcaproviene de una reducción de la energía libresuperficial del cristal, que disminuye rápidamentea medida que aumenta el radio, una vez superadoun cierto radio crítico. Esto implica que loscristales grandes tienden al continuo crecimientode los mismos, y además que los cristalespequeños se pueden redisolver.2 Por lo tanto,dado un cierto grado de sobresaturación, la for-mación de cualquier semillero de cristales va afavorecer el aumento del crecimiento de incrusta-ciones minerales. El semillero de cristales, dehecho, actúa como un catalizador de la formaciónde incrustaciones.

El crecimiento de cristales también tiende ainiciarse sobre una superficie preexistente delímite de fluidos, proceso denominado nucleaciónheterogénea. Los sitios en que se produce lanucleación heterogénea incluyen los defectos enlas superficies, como las asperezas en la superfi-cie de los tubos o cañoneos en las tuberías cor-tas de producción, o incluso en las juntas y lascosturas de las tuberías de producción y en lostubos de conducción. Un alto grado deturbulencia también puede hacer las veces de uncatalizador para el depósito de sedimentos.

32 Oilfield Review

Flujo de fluido

Pared de la tubería

Supersaturación

Supersaturación

Pares de iones

Agrupación /núcleos

Cristalitos imperfectos

Mayor crecimiento en sitios con imperfecciones del cristal

Estabilidad transitoria

Pares de iones

Imperfecciones de la superficie

SO4-2

Ba+2

Nucleación homogénea

Nucleación heterogénea

>Procesos de nucleación. La formación deincrustaciones comienza en soluciones sobresaturadas con pares de iones que formancristales individuales, proceso llamadonucleación homogénea (arriba). También puedenocurrir sobre defectos preexistentes en las superficies, como puntos ásperos en la superficiede la tubería en contacto con el líquido, denominada nucleación heterogénea (abajo).

Otoño de 1999 33

Vemos entonces que la acumulación de incrusta-ciones puede ocurrir cuando la presión de fluen-cia coincide con la presión del punto de burbujeo.Esto explica porqué los depósitos de sedimentosse desarrollan rápidamente en los equipamientosde completación de fondo. La comprensión de losfenómenos de nucleación ha permitido desarro-llar productos inhibidores de incrustaciones, a losque nos referiremos más adelante, que utilizanquímicos diseñados específicamente para atacarla nucleación y los procesos de formación de in-crustaciones, de modo tal de reducir su incidencia.

Identificación de las incrustacionesEl primer paso en el diseño de un programa deremediación realmente efectivo desde el puntode vista económico, consiste en identificar la ubi-cación de los depósitos de minerales y la com-posición de los mismos.

Tubería de producción y equipos de superfi-cie—Las incrustaciones pueden presentarsecomo una capa espesa adherida a las paredesinteriores de las tuberías. Con frecuencia tienevarios centímetros de espesor y presentacristales de hasta 1 cm o más. El efecto primariode la formación de incrustaciones en las tuberíases la reducción de la tasa de producción alaumentar la rugosidad de la superficie del tubo yreducir el área de fluencia. Esto origina unaumento en la caída de presión y, en consecuen-cia, la producción disminuye. Si aumenta el creci-miento de minerales depositados, se haceimposible el acceso a secciones más profundasdel pozo, y finalmente las incrustaciones termi-nan por bloquear el flujo de producción (arriba).La composición química de las incrustaciones enlas tuberías puede variar, ya que se trata decapas de sedimentos depositados a lo largo de lavida del pozo. Por lo general, las incrustacionesincluyen capas de asfaltenos o de cera, y lascapas de incrustaciones que se encuentran máscercanas a la tubería pueden contener sulfurosde hierro, carbonatos o productos corrosivos.

Matriz cercana al pozo—Las incrustacionesde carbonatos o sulfatos típicas de la zona cer-cana al pozo presentan partículas de menortamaño respecto de las incrustaciones que seencuentran en las tuberías: se miden en micronesen vez de centímetros. Bloquean los empaques

de grava y las mallas, además de los poros de lamatriz. Por lo general, se forman después de lar-gos períodos de cierre del pozo, ya que el flujotransversal hace que se mezclen aguas incom-patibles provenientes de distintas capas. Estetipo de incrustaciones se puede definir comodaño (abajo). Su eliminación por medio de disol-

ventes químicos o ácidos puede contribuir aaumentar las tasas de producción en formanotable.

Pozos inyectores—Los daños provocados porlas incrustaciones en los pozos inyectores, por logeneral, se originan en procesos activados por latemperatura del agua de inyección. Además, en

CaCO3

Pesca cementadacon CaCO3

Capa de FeS2

Tubería de acero

Capa de BaSO4

Capa de CaCO3

Capa de cera

Flujo de producción

Corrosión debajo de la incrustación

Capa de asfalteno

Corrosión porpicaduras de H2S

BaSO4 sobrelos cañoneos

Cambio de presión en la válvula de seguridad

Mandril

Depósitos minerales en la tubería

Pesca

CaCO3Reducción

> Incrustaciones en las tuberías de producción. La ubicación de los depósitos minerales en lastuberías puede variar desde los cañoneos de fondo hasta la superficie, ocasionado restricciones en el flujo dentro de la tubería de producción, niples, pescas, válvulas de seguridad y los mandriles de levantamiento artificial por gas. A menudo se presentan en diversas capas y en algunos casos cubiertos por una capa cerosa o de asfalteno (ilustración). Por debajo de las incrustaciones, puedenaparecer signos de corrosión y picaduras sobre el acero, debido a la presencia de bacterias y gassulfuroso, con lo cual se reduce la integridad del acero.

2. Richardson SM y McSween HY: Geochemistry: Pathwaysand Processes. Englewood Cliffs, Nueva Jersey, EE.UU.:Prentice-Hall, Inc., 1989.

Flujo de agua

Incrustación

Petróleo

>Daños en la matriz. Los depósitos minerales restringen el flujo de los fluidos através de la formación, lo que provoca una pérdida de permeabilidad.

las inmediaciones del pozo puede producirse unamezcla incompatible cuando el agua de inyecciónse pone en contacto con el agua de formación ocon la salmuera de la completación (abajo). Esteproblema se limita a las etapas iniciales de lainyección, cuando el agua de inyección entra encontacto con agua incompatible en la región cer-cana al pozo. Las incrustaciones que se formanen este punto pueden disminuir la permeabilidadde la formación y reducir la efectividad de laestrategia de inundación con agua.

Detección de las incrustaciones—Existenevidencias físicas de la presencia de incrusta-ciones en las muestras de tuberías, o bien en lasradiografías de análisis de núcleos. La inter-pretación de registros de rayos gamma a menudoindica la presencia de residuos de sulfato debario, dado que el radio Ra226, que es natural-mente radioactivo, precipita con estos sedimen-tos.3 En algunos casos, se llega a observar unaumento de hasta 500 unidades API en la activi-dad de los rayos gamma por encima de los valo-res naturales.

Cuando se evalúa la producción por medio delanálisis NODAL, éste puede indicar la presenciade incrustaciones en las tuberías si, por ejemplo,un pozo presenta restricciones en las tuberíasque no se percibían durante las primeras etapasde la producción. En teoría, el análisis NODALpuede indicar la presencia de incrustaciones enla matriz mediante la identificación de mayoresrestricciones del yacimiento a la producción, sibien esto es difícil de distinguir con respecto aotros tipos de daños que puede sufrir laformación.

El comienzo de producción de agua es, amenudo, un signo de problemas potenciales deincrustaciones, en especial si coincide con unareducción simultánea de la producción depetróleo. Normalmente, los operadores analizanla composición química del agua y, en particular,el contenido de iones disueltos en el agua pro-ducida. Si se observa un cambio notable en laconcentración de iones de ciertos minerales,como Ba+2 o sulfato [SO4

-2], que coincide con unadisminución de la producción de petróleo y unaumento del corte de agua, puede ser un indiciode que el agua de inyección ha invadido y se hancomenzado a formar incrustaciones. Mediante elestudio de la respuesta a los tratamientos quími-cos realizados con anterioridad, como lostratamientos con ácidos, se pueden corroborartales interpretaciones.

La posibilidad de advertir esta situación desdesus inicios resulta de gran valor para los opera-dores, dado que los pozos pueden incrustarse enun período de 24 horas o incluso menos. Lospozos que cuentan con completacionesinteligentes y sistemas de monitoreo permanenteestán preparados para detectar los cambios quese puedan producir en la composición química delagua. El desarrollo de sensores subterráneos deincrustaciones y las aplicaciones de monitoreopermanente son temas de acentuada investi-gación actual. BP Amoco, por ejemplo, comenzóun sistema de manejo integrado de incrusta-ciones que utiliza un sensor electroquímico sub-terráneo sensible al pH y a las concentraciones deiones de cloruros, que además efectúa medi-ciones de temperatura, presión y flujo multifásicopara detectar potenciales formaciones de carbo-natos y ayudar a regular las dosis químicas paralograr el control de las incrustaciones.4

Simulación química—Hoy en día se disponede modelos químicos que permiten pronosticar lanaturaleza y la extensión de las incrustaciones apartir de las condiciones detalladas de los flui-dos. Estos modelos pueden pronosticar el equi-librio de las fases utilizando principios determodinámica y bases de datos geoquímicos yparten de ciertos datos básicos, como el análisisde concentración de elementos, temperatura,presión y composición de la fase de gas. Estosprogramas están diseñados para predecir elefecto de las perturbaciones, como mezclasincompatibles o cambios en la temperatura y lapresión.

Hoy en día, existen al alcance del públicomuchos programas para pronosticar la formaciónde incrustaciones minerales, junto con unnúmero limitado de programas de computaciónpreparados específicamente para la simulaciónde la composición química de salmueras uti-lizadas en los campos petroleros. Estos progra-mas comprenden desde modelos de hojas decálculo hasta modelos geoquímicos sumamentedesarrollados y diseñados para simular el trans-porte de fluidos y sustancias químicas en mediosporosos.5

Estos simuladores permiten pronosticar pro-blemas de incrustaciones que pueden producirseen el futuro, considerando distintos escenariosde comportamiento de yacimientos e invasión deagua. De hecho, cuando se trata de yacimientosnuevos que no tienen antecedentes de proble-mas de incrustaciones, los modelos químicos sonlas únicas herramientas disponibles para realizarpronósticos. Sin embargo, los simuladoresrequieren que los datos de la composiciónquímica de los fluidos de formación y aguas deinyección sean exactos. Por lo general, estosdatos no se encuentran disponibles, pero con-viene obtenerlos para poder realizar pronósticosmás precisos con respecto a la formación deincrustaciones minerales.

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3. Bamforth S, Besson C, Stephenson K, Whittaker C, BrownG, Catala G, Rouault G, Théron B, Conort G, Lenn C yRoscoe B: "Revitalizing Production Logging," OilfieldReview 8, no. 4 (Invierno de 1996): 44-60.

4. Snieckus D: "Tipping the Scales," Offshore Engineer(Septiembre de 1999): 117.

5. Oddo JE y Tomson MB: "Why Scale Forms and How toPredict It," SPE Production & Facilities 9, no. 1 (Febrero de1994): 47-54.

Zona dañada por la incrustación

Inyección de agua

Flujo de inyección

Cañoneos

>Daños en un pozo inyector. La autosedimenta-ción del agua de inyección puede ocasionar el desarrollo de incrustaciones y generar restricciones en la tubería de inyección. El aumento de la presión y la temperatura puedeprovocar la precipitación de carbonato de calcio,lo cual puede originar deposición y daño en lasvecindades del pozo, particularmente en pozoscon alta presión y alta temperatura. La mezcla deaguas incompatibles (agua de inyección y aguade la formación) puede provocar daño alcomienzo del programa de inyección de agua.

Otoño de 1999 35

Escenarios más comunesExisten cuatro hechos, que ocurren normalmenteen la producción de hidrocarburos, y que danlugar a la aparición de incrustaciones.

Mezclas incompatibles—La mezcla de aguasincompatibles provenientes de la inyección y laformación puede provocar el desarrollo deincrustaciones. Con frecuencia se inyecta aguade mar en los yacimientos durante las opera-ciones de recuperación secundaria y mejoradapor inundación de agua. El agua de mar es rica eniones negativos de SO4

-2 con concentracionesque en muchos casos superan los 2000 mg/L[0,02 ppg], mientras que el agua de formacióncontiene cationes bivalentes de Ca+2 y Ba+2. Lamezcla de estos fluidos en la matriz cercana alpozo generalmente produce nuevos fluidos conconcentraciones combinadas de iones quesuperan los límites de solubilidad de los sulfatos.

El sulfato de calcio [CaSO4] se desarrolla en for-maciones de calcáreos, mientras que el sulfatode bario [BaSO4] y el sulfato de estroncio [SrSO4]se encuentran en formaciones de areniscas(abajo). Si estas incrustaciones aparecen en laformación, resulta difícil eliminarlas con métodosquímicos e imposible en forma mecánica. Lamezcla de aguas incompatibles también puedetener lugar en las tuberías de producción, lo cualproduce incrustaciones, que se pueden eliminartanto química como mecánicamente.

Autosedimentación—El fluido de un yaci-miento experimenta cambios de temperatura ypresión durante la producción. Si estos cambiosmodifican la composición del fluido de modo talque se supere el límite de solubilidad de un mine-ral, éste precipita en forma de incrustacionesminerales: este fenómeno recibe el nombre deautosedimentación. Las incrustaciones de sulfa-

tos y carbonatos pueden precipitar como resul-tado de cambios de presión ocurridos dentro delpozo o en cualquier restricción en el fondo. Lossedimentos de cloruro de sodio (halita) se formande una manera similar a partir de salmueras dealta salinidad que sufren descensos de tempera-tura pronunciados. El agua puede transportar 100lbm/bbl [218 kg/m3] de halita a 200°C, pero nomás de 80 lbm/bbl [174 kg/m3] a la temperaturade superficie. Los sedimentos de halita puedenprecipitar a una tasa de 20 lbm por cada barril deagua producido, lo cual significa muchas tone-ladas de residuos por día en un sólo pozo queproduce agua a razón de 1000 B/D [159 m3/d].

Otro problema serio se presenta cuando pre-cipitan residuos de carbonatos a partir de los flui-dos producidos que contienen gases ácidos. Ladisminución de la presión durante la producciónlibera gases del fluido, cuyo pH aumenta yprovoca el depósito de residuos minerales. Losresiduos carbónicos se pueden encontrar desdela matriz cercana al pozo, a lo largo de la tuberíay dentro del equipamiento de superficie, dadoque la presión y la temperatura del agua pro-ducida cambian continuamente.

En el caso de incrustaciones de carbonatos,los efectos de la temperatura a menudo se con-traponen a los efectos de la presión. Por ejemplo,la reducción de la presión en el punto de entradaal pozo puede llevar a incrustaciones en lamatriz. A medida que el fluido avanza por latubería hacia las temperaturas de superficie y lapresión del cabezal del pozo, la caída de tem-peratura resultante puede anular el efecto de lapresión, con lo cual se reduce la formación deincrustaciones en la tubería de producción. Por elcontrario, la caída subsiguiente de presión desdeel cabezal del pozo a la superficie puede producirla formación de grandes depósitos de residuosen los equipamientos de superficie y en lastuberías de producción.

Incrustaciones inducidas por la evapora-ción—La formación de residuos minerales tam-bién está relacionada con la producciónsimultánea de gas de hidrocarburo y salmuera dela formación (gas húmedo). A medida que dis-minuye la presión hidrostática en las tuberías deproducción, el volumen de gas de hidrocarburo seexpande y la fase de salmuera que todavía seencuentra caliente se evapora. Como resultado,se produce una concentración de iones disueltos,que supera la solubilidad del mineral en el aguaremanente. Esta es una causa habitual deincrustaciones de halita en pozos con alta pre-sión y altas temperaturas (HTHP, por sus siglasen Inglés), si bien otros tipos de incrustacionestambién se pueden formar de esta misma forma.

600

Especies de iones

Sodio

Potasio

Magnesio

Bario

Estroncio

Sulfato

Cloruro

Calcio

Agua de formación, ppm

31.275

654

379

269

771

0

60.412

5038

Agua de mar, ppm

10.890

460

1368

0

0

2960

19.766

428

500

400

300

200

100

00 20 8040 60 100

Agua de mar, %

SrSO4

BaSO4

Composición de la salmuera de dos aguas diferentes

Mas

a de

la in

crus

taci

ón p

reci

pita

da, m

g/L

> Incrustaciones de minerales debido a aguas incompatibles. En la tabla se observan las diferenciastípicas de concentración de iones que existen entre el agua de formación y el agua de mar. El gráficoinferior muestra la cantidad de sedimentos que precipitan a partir de diferentes mezclas de agua demar y agua de formación.

Inundación con gas—Cuando se inunda unaformación con dióxido de carbono (CO2) pararecuperación secundaria, se puede provocar laformación de residuos minerales El agua quecontiene CO2 se vuelve ácida y disuelve la calcitaque se encuentra en la formación. Las subsi-guientes caídas de presión que se producen en laformación alrededor de un pozo en producción,pueden provocar que el CO2 se separe de la solu-ción y se precipiten residuos de carbonatos enlos cañoneos y en los poros de la formaciónpróximos al pozo. La formación de incrustacionesminerales en el ambiente que rodea al pozoprovoca una caída adicional de la presión y aúnmás precipitaciones (derecha). Como ocurre en elcaso de la autosedimentación, este proceso deautogeneración puede llegar a sellar totalmentelos cañoneos o crear una pared impermeableentre el hoyo y la formación en unos pocos días,deteniendo la producción por completo.

Eliminación de las incrustacionesLas técnicas utilizadas para eliminar las incrusta-ciones deben cumplir ciertas condiciones: serrápidas, no dañar el pozo, las tuberías ni el am-biente de la formación, y ser efectivas en la pre-vención de nuevas precipitaciones en el futuro.En los tratamientos de estimulación de la matrizde la formación, por lo general, se emplean disol-ventes de incrustaciones con el fin de detener lacaída de la producción. Para poder decidir cuál esla mejor técnica, es necesario conocer el tipo y lacantidad de incrustaciones y su composiciónfísica o su textura, ya que si se elige un método

inadecuado se puede llegar, en realidad, a incen-tivar el depósito de incrustaciones.

El grado de resistencia y la textura de lasincrustaciones presentes en las tuberías revistengran importancia en la elección de la técnica deremoción. La resistencia y las texturas puedenvariar desde hilos delicados y quebradizos o cris-tales de alta microporosidad hasta capas de as-pecto rocoso de baja permeabilidad y porosidad.La pureza de las incrustaciones afecta suresistencia a los métodos de limpieza. Puede

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7000

6000

5000

4000

3000

2000

1000

0

250,00

200,00

150,00

100,00

50,00

0Oct92

Fluj

o de

flui

do, m

3 /d

Pres

ión

del c

abez

al d

el p

ozo,

bar

Ene93

Mar93

Ago93

Nov93

Mar94

Sep94

Oct94

Ene95

Presión del cabezal del pozoFecha del lavado con ácido

Flujo normalizado

Flujo de petróleo Flujo de agua

>Perfiles de producción serrados. Esta porción de la historia de la producción correspondiente a unode los pozos prolíficos del campo Gullfaks muestra un deterioro cíclico de la producción. El flujo normalizado (curva roja) es un buen indicador de los cambios de productividad debidos a los esfuerzos de intervención, ya que elimina los efectos de estrangulación de la producción provocadapor las limitaciones del equipo de superficie. La curva normalizada muestra el gran impacto ocurridoen forma inmediata como consecuencia de los distintos tratamientos ácidos (indicados por los círculos azules) y la consiguiente pérdida en la productividad del pozo, que se produce de uno a tresmeses más tarde, lo cual indica la presencia recurrente de precipitaciones minerales.

Agua de mar inyectada

Agua de formación

La precipitación del carbonato de calcio provoca una mayor caída de presión, la que a su vez conduce a una mayor precipitación

Zona dañada de 4 pies

Incrustación

Incrustación

Zona de caída de presión

Flujo de fluido

>Daños en un pozo en producción. La autosedimentación puede ser causa de problemas en los pozosproductivos (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 precipita-ción incontrolable de CaCO3. La mezcla de aguas incompatibles (agua de inyección y agua de forma-ción) puede provocar la precipitación de sedimentos minerales en la matriz de la formación (izquierda).

ocurrir que se trate de fases de un sólo mineral,si bien, por lo general, son una mezcla de com-puestos similares y compatibles. El sulfato debario puro es normalmente de baja porosidad ytotalmente impenetrable con agentes químicos, ysólo se puede quitar lentamente utilizandoalguno de los métodos mecánicos más tradi-cionales. Las mezclas de sulfato de bario, que porlo general contienen sulfato de estroncio, sulfatode calcio o incluso carbonato de calcio, con fre-cuencia ceden frente a diversos métodos delimpieza, tanto químicos como mecánicos.

Técnicas químicas—La remoción de incrusta-ciones con productos químicos es, por lo general,el primer sistema que se utiliza y el máseconómico, en especial cuando las incrusta-ciones no son de fácil acceso o se encuentran enlugares donde los métodos mecánicos delimpieza convencionales resultan poco efectivoso es muy costoso transportarlos. Por ejemplo, loscarbonatos son muy solubles en ácido clorhídricoy, por lo tanto, se pueden disolver con facilidad.Las incrustaciones duras de sulfatos son másdifíciles de eliminar porque tienen un grado muybajo de solubilidad ácida. En la matriz de la for-mación, se pueden tratar con agentes quelati-zantes fuertes; compuestos que rompen lasincrustaciones resistentes a los ácidos aislando ybloqueando los iones metálicos dentro de suestructura cerrada en forma de anillo.6

Otoño de 1999 37

La mayor parte de los tratamientos químicosse controla según la capacidad de llegada de losreactivos a la superficie de las incrustaciones. Enconsecuencia, la relación entre el área de lasuperficie y el volumen, o su equivalente, larelación entre el área de la superficie y la masa,constituye un parámetro importante en la veloci-dad y la eficiencia del proceso de eliminación.Las grandes áreas de superficies reactivas, comopor ejemplo los materiales porosos, las partícu-las similares a las arcillas de placas sumamentefinas y las proyecciones del espesor de uncabello reaccionan en forma inmediata, puestoque existe un gran volumen del ácido o del reac-tivo alrededor de la superficie. Cuando la relaciónentre el área de la superficie y el volumen esmenor, por ejemplo en capas de incrustacionesgruesas y poco porosas, la reacción es más lentay sólo responden a los reactivos químicos másfuertes. Los depósitos minerales que se encuen-tran en las tuberías de producción presentan unasuperficie tan pequeña en relación con el total dela masa depositada que, por lo general, la reac-tividad de los sistemas químicos resulta muylenta, por lo que se convierte en un sistema deremoción poco práctico.

Las zonas de alta permeabilidad dentro de laformación—que ofrecen una trayectoria demenor resistencia—desvían los fluidos deltratamiento y obstaculizan la capacidad de losdisolventes para penetrar en los intervalos daña-dos. Las últimas técnicas que utilizan disolventesy colchones lavadores que contienen surfac-tantes viscoelásticos pueden mejorar la colo-cación del disolvente. Los surfactantesviscoelásticos forman substancias gelatinosasde alta viscosidad cuando se los mezcla con cier-tos compuestos de salmuera, pero se rompencompletamente y se transforman en substanciasacuosas en presencia de petróleo o de gas dehidrocarburo. De esta forma, estos surfactantesviscoelásticos ayudan a canalizar los disolventeshacia las zonas productivas saturadas depetróleo, y evitan las zonas no productivas satu-radas de agua.

Si bien el ácido clorhídrico es, por lo general,la primera opción como tratamiento de lasincrustaciones de carbonato de calcio, la reac-ción rápida del ácido puede esconder un proble-ma: las soluciones de ácido agotado desubproductos de las incrustaciones constituyenexcelentes agentes iniciadores para la formaciónde nuevos depósitos minerales. Por ejemplo, enel Mar del Norte durante un estudio de campopara evaluar la estimulación de la matriz conácido, un operador logró interpretar la disminu-ción de sus tasas de producción (página previa,abajo).7 Al comparar la historia de producción delpozo del campo Gullfaks antes y después de laestimulación, los ingenieros utilizaron el análisisNODAL para determinar el cambio ocurrido en eldaño de la formación. A continuación, se simulóel efecto de cada tratamiento con ácido en dife-rentes tipos de incrustaciones en cada pozo, para

SO4-2

Ba+2 EDTA

Compuesto de superficie

Compuesto de la solución Ba-EDTA

CH2

CO

O

O

CH2CO

CO

Ba CH2

O

O

CO CH2

CH2

N

N

>Compuesto de quelato de EDTA. Los agentes quelatizantes se utilizan para bloquear los iones indeseables en la solución. Una molécula de EDTA comparte los electrones de los átomos de oxígenoy nitrógeno con los iones de bario, formando un compuesto de quelato de bario y EDTA (arriba). Elproceso de quelación puede ayudar a disolver incrustaciones resistentes de sulfato de bario (abajo).

lo cual se utilizó un simulador de pozo y yaci-miento acoplados (véase ¨Simulador de emplaza-miento químico,¨ página 42). En cada caso secomparó el impacto de la remoción de las incrus-taciones sobre el daño con los cambios en elmismo derivados de la producción, para evaluarel tipo de incrustaciones y su ubicación. El estu-dio de campo confirmó que la reprecipitación decarbonatos en los empaques de grava constituíael mecanismo primario de daño que provocabapérdidas de producción recurrentes en los pozos.

Los químicos que disuelven y quelatizan elcarbonato de calcio son capaces de romper esteciclo de reprecipitación. El ácido ethylenedia-menetetraacetic (EDTA) fue uno de los primerosagentes utilizados para mejorar la remociónquímica de las incrustaciones y hoy en día secontinúa utilizando en diversas formas (abajo).

6. Martel AE y Calvin M: Chemistry of Metal ChelateCompounds. Nueva York, Nueva York, EE.UU.: Prentice-Hall, Inc., 1952.

7. Kotlar HK, Karlstad S, Jacobsen S, y Vollen E: "AnIntegrated Approach for Evaluating Matrix StimulationEffectiveness and Improving Future Design in the GullfaksField," artículo de la SPE 50616, presentado en laConferencia Petrolera Anual de la SPE en 1998 en LaHaya, Holanda, Octubre 20-22, 1998.

Si bien los tratamientos con EDTA son más cos-tosos y más lentos comparados con el ácidoclorhídrico, funcionan bien en incrustaciones querequieren un remedio químico. El EDTA, y sus dis-tintas variantes en estructura química, tambiénresultan efectivos en la remoción de incrusta-ciones distintas a los carbonatos y han mostradoresultados promisorios en la remoción de sedi-mentos de sulfato de calcio y compuestos de cal-cio y sulfato de bario.

Schlumberger acaba de desarrollar un disol-vente mejorado basado en el EDTA, denominadoU105, como una alternativa económica para laestimulación de la matriz de carbonatos. Estedisolvente fue diseñado específicamente para elcarbonato de calcio, si bien también resulta efec-tivo para eliminar incrustaciones de carbonato dehierro y óxido de hierro. Disuelve los carbonatosmás lentamente que el ácido clorhídrico y tieneuna mayor capacidad de disolución que los áci-dos orgánicos tradicionales, como el ácido fór-mico y el ácido acético. Una vez que lasincrustaciones se disuelven por quelación, no seproduce reprecipitación. Este es un disolvente debaja toxicidad, estable a temperaturas inferioresa 250°C [482°F], y no corrosivo sobre la mayoríade los aceros, lo cual lo convierte en untratamiento sumamente seguro.

Asimismo, se han mejorado otros agentesquelatizantes, en especial para las incrustacio-nes de sulfatos de bario y de estroncio. Por ejem-plo, el U104, basado en un disolvente EDTA quecontiene activadores químicos que mejoran latasa de disolución de las incrustaciones, que ha

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1600

1400

1200

1000

800

600

400

200

0Tiempo, días

147 días

Tratamiento para disolver la incrustación

Promedio de 450 bbl de incremento de petróleo

durante 147 días

700 bbl

1150 bbl

PetróleoAgua

Flui

do p

rodu

cido

, bbl

>Historia de producción de un pozo en el Mar del Norte. Se observa un elevado nivel de daño debidoa incrustaciones de BaSO4 y CaCO3 en los cañoneos y en la matriz cercana al pozo, que fue tratadocon éxito, como resultado de lo cual se obtuvo un incremento del 64% en la producción de petróleodurante más de 147 días.

resultado efectivo sobre una amplia variedad deincrustaciones incluyendo sulfato de calcio, car-bonato de calcio y otros compuestos. En las apli-caciones típicas, estas soluciones se diluyen conagua dulce y se dejan actuar entre 6 y 24 horas.

El grado de efectividad de este nuevo disol-vente fue demostrado en un pozo del Mar delNorte que presentaba un elevado nivel de dañodebido a incrustaciones en los cañoneos y en lamatriz cercana al pozo. El tipo de incrustación fueidentificado como un compuesto de sulfato debario y carbonato de calcio. Se diseñó untratamiento con U104 para ser bombeado dentrode la formación con un desplazamiento radialpromedio de 3 pies [1 m]. El tratamiento fuesobredesplazado con agua de mar inhibida y elpozo se cerró por un tiempo total de inmersión de18 horas, después de lo cual fue puesto nueva-mente en producción (arriba). La producción seincrementó en 450 bppd [72 m3/d], con lo cual enun lapso de 12 días se pudo cubrir el costo detodos los materiales, del bombeo y de la pérdidade producción.

Métodos mecánicos convencionales—Lassoluciones mecánicas para eliminar depósitosminerales ofrecen una amplia variedad de herra-mientas y técnicas aplicables en las tuberías depozos y en la formación (próxima página). Comoocurre en el caso de los tratamientos químicos, lamayor parte de los métodos mecánicos presentaun rango limitado de aplicabilidad, de manera talque la selección del método correcto depende delpozo y del tipo de incrustación. Los métodosmecánicos, si bien son variados, se encuentran

entre los más eficientes para la eliminación deincrustaciones de minerales en las tuberías.

Uno de los primeros métodos utilizados fueuna derivación del uso de explosivos para hacervibrar los tubos y desprender las incrustacionesmás quebradizas. Los explosivos proporcionabancargas de alto impacto que podían remover lasincrustaciones, pero a menudo dañaban lastuberías y el cemento. Cuando se trató de cam-biar el tipo de explosivo o reducir la cantidad decarga explosiva, se determinó que uno o doscabos de la cuerda de detonación, conocidacomo cuerda de disparo, proporcionaban la inten-sidad adecuada.

Las cuerdas de disparo todavía se utilizan, enespecial como simples herramientas de diagnós-tico, en los casos en que una entrada rápida concable de acero y detonación durante el flujopuede dar indicios sobre el tipo y la ubicación delas incrustaciones. La experiencia demuestra quesi se utilizan algunos cabos de cuerda, detonadospor una cápsula electrónica, y lo suficientementelargos como para cubrir la zona de interés, estesistema resulta efectivo para eliminar bloqueosde incrustaciones en perforaciones y capas del-gadas de incrustaciones dentro de las tuberías.

Las incrustaciones gruesas, en especial lasque se encuentran dentro de las tuberías, por logeneral son demasiado resistentes para utilizareste sistema y, debido a que su nivel de porosi-dad es muy bajo, los tratamientos químicos noresultan efectivos en un lapso de tiempo razona-ble. Para la eliminación de este tipo de incrusta-ciones es necesario recurrir a las técnicasutilizadas para perforar rocas y triturar acero. Lasmechas de impacto y la tecnología de fresadohan sido desarrolladas para funcionar contuberías flexibles dentro de las tuberías de pro-ducción y utilizando distintas mechas cincelado-ras y variadas configuraciones de fresado. Comofuente de energía se utiliza, por lo general, unmotor hidráulico o una herramienta de impactode tipo martillo. En los motores, impulsados porfluidos, el movimiento de la mecha responde a lacombinación del estator y el rotor. La potenciadepende de la tasa de fluido y del tamaño delmotor: los motores más pequeños que eliminanincrustaciones dentro de las tuberías, por logeneral de 111⁄16 pulgadas a 13⁄4 pulgadas dediámetro, proporcionan un torque de entre 100 a130 lbf-pie.

Dado que las incrustaciones rara vez sedepositan en forma pareja sobre las paredes delos tubos, los requerimientos de potencia de fre-sado varían enormemente. Cuando los motoresno cuentan con la potencia necesaria para que la

Otoño de 1999 39

mecha corte las incrustaciones, se atascan y sedetiene el proceso. Como resultado de ello, lastasas de remoción de incrustaciones varíansegún el tipo de incrustación. En general, éstasoscilan desde 5 hasta más de 30 pies lineales[1,5 m hasta más de 9 m] de incrustaciones elimi-nadas por hora de trabajo. La variación de lavelocidad de fresado depende de que la combi-nación del motor y la fresadora sea la adecuadapara el tipo de incrustación que se desea elimi-nar. La experiencia demuestra que los motorespequeños y de bajo torque resultan más efec-

tivos cuando se utilizan con fresas de dientespequeños. Las fresas de dientes más grandes, sibien son más agresivas, no giran bien sobre lassuperficies con incrustaciones irregulares y losmotores pequeños se atascan. Por lo tanto, lasfresas con dientes pequeños y menos agresivoscortan más rápido porque los motores sufrenmenos problemas.

Las herramientas de impacto, como el HippTripper de Baker Oils Tools, son herramientas demovimiento alternativo que trabajan como unpequeño martillo neumático con una mecha rota-

Motor de desplaza-miento positivo y fresa

Motor y fresaimpulsados por fluidos "Moineau".La fresa remueve los depósitos triturándolos.

Sí. La velo-cidad de lim-pieza puede ser muy lenta.

Indicación positiva de limpieza en la superficie. Pequeños cortes hacen más fácil la limpieza del hoyo.

El estator del motor y la fresa son consumibles caros. Límite de ~300°F [150°C]. Incompatible con disolventes de incrustaciones. La fresa puede dañar las tuberías.

Martillo de impacto

Martillo de percusión impulsado por fluidos. Las fuerzas de alto impacto destrozan los depósitos frágiles.

El tamaño grande de los cortes hace más difícil la limpieza del hoyo. Incompatible con disolven-tes de incrustaciones.

Sí. La velo-cidad de lim-pieza puede ser muy lenta.

Indicación positiva de limpieza en la superficie. Herramienta simple y robusta.

Herramienta fija de lavado

Herramienta fija con mu-chas boquillas de diáme-tros grandes. Normal-mente se utiliza sólo con disolventes químicos.

Se pierde casi toda la fuerza del fluido por la fricción de la circulación. Presión de boquilla baja–no puede remover los depósitos inertes.

Sí, si el depósito es soluble.

Herramienta simple y robusta.

Herramienta a chorro rotativo

El torque de rotación lo proveen las boquillas apartadas del eje de la herramienta. No hay control de velocidad.

Lanzamiento a chorro ineficiente debido a las altas velocidades de rotación (>5000 rpm).

Herramienta simple. Cobertura completa del pozo al rotar los chorros.

Sí, si el depósito es soluble.

Herramienta a chorro rotativo

La cabeza de la boquilla rota ~90º cuando se cicla la presión de la tubería flexible. La cabeza posee muchas boquillas de pequeño diámetro para mejorar la cobertura del pozo.

Requiere múltiples corridas de limpieza incrementando el tiempo de trabajo y la fatiga de la tubería flexible. No hay indicación de limpieza en la superficie. Radio de limpieza pequeño debido al pequeño tamaño de las boquillas.

Herramienta a chorro impulsada por turbina

La turbina rota la boqui-lla con dos boquillas.Freno de corrienteparásita controla las rpm.

Los abrasivos no se pueden bombear por medio de laturbina. Herramienta compleja.

Cobertura completa del pozo con una amplia fracción de limpieza.

Herramientas sónicas

Se utiliza para crear pulsos de presión de altafrecuencia que remueven los depósitos mediante ondas de choque o cavitación.

La presión hidrostática suprime la cavitación. Las herramientas no son efectivas para remover incrustaciones duras en pruebas de laboratorio.

Simple.Sí, si el depósito es soluble.

Técnica de remoción de incrustación por explo-sión

Cabeza de boquilla rota-da por dos boquillas apartadas del eje de la herramienta. Freno viscoso controla las rpm.

Cobertura completa del pozo con amplio radio de limpieza.

Técnica de explosión de puentes

Motor "Moineau" impulsado por fluidos y cabeza de fresa/chorro. Chorros radiales siguen la fresa piloto.

El estator del motor es un consumible caro. Límite de ~300°F.

Indicación positiva de limpieza en la superficie.

Limpieza de puentes difíciles

DescripciónHerramientaLimpieza de accesorios

de la tuberíaOtras

ventajasOtras

desventajas

Limpieza mecánica

Limpieza química

Herramienta Jet Blaster

>Técnicas mecánicas de remoción de incrustaciones.

tiva. Hacen impacto sobre las incrustaciones arazón de 300 a 600 veces por minuto y rotanalrededor de 20 veces por minuto, por lo generalcon un cincel o con una mecha en forma deestrella. Las fresas no se pueden utilizar conestas herramientas porque los impactos pro-ducen demasiado daño sobre la superficie de losmismos. Estas herramientas funcionan mejor endepósitos de incrustaciones quebradizas yoperan a razón de 10 a 100 pies lineales [3 a 30m] por hora.

Cuando el acceso pleno a los depósitos mine-rales se encuentra parcialmente obstruido porrazones físicas, como por ejemplo la disminucióndel diámetro de la tubería o la intercalación deequipamientos de completación, es necesarioutilizar herramientas que cuenten con la posibili-dad de modificar su diámetro. De no existir estaposibilidad, por lo general, se puede perforar unpequeño orificio—menor que el tamaño deltubo—a través de las incrustaciones y pordebajo del punto de restricción, para permitir unaumento del flujo. No obstante, la presencia deresiduos de incrustaciones en la superficie de latubería da lugar a un nuevo crecimiento de losdepósitos y dificulta la tarea de los tratamientosinhibidores que tratan de bloquear la nucleación.La forma más efectiva para prevenir un nuevodesarrollo de incrustaciones consiste en que lasuperficie de acero se encuentre limpia y libre deimperfecciones.

Las herramientas de impacto como losmotores y las fresas, en general, necesitan unacceso pleno y rara vez eliminan las incrusta-ciones totalmente de las paredes de acero.Cuando se encuentran situaciones donde elacceso es parcial, las fresas rectificadoraspueden aumentar el diámetro efectivo moviendohacia afuera las hojas trituradoras mediantecambios en la presión y la tasa de bombeo. Lasfresas rectificadoras resultan efectivas, pero surendimiento equivale a la mitad de una fresatípica.

Métodos mecánicos con chorros de fluidos—Desde hace varios años se encuentrandisponibles algunos sistemas de chorros de flui-dos, como el Hydroblast de Halliburton o el sis-tema RotoJet de BJ-NOWSCO, que se utilizanpara eliminar incrustaciones en tuberías de pro-

ducción y cañoneos. Estas herramientas cuentancon varios orificios de expulsión, o bien con unacabeza de expulsión que tiene un mecanismo quele permite cubrir todo el diámetro del pozo. Sepueden utilizar con productos químicos paraatacar los depósitos solubles, en aquelloslugares donde la colocación es crítica para pre-venir la pérdida de agentes reactivos. El chorrode agua puede resultar efectivo para removerincrustaciones blandas, como halita, y detritos orelleno, pero la experiencia demuestra que esmenos efectivo en ciertos tipos de incrustacionesde mayor resistencia, como calcita y sulfato debario (arriba).

A la presión de superficie, el chorro de aguaremueve las incrustaciones por cavitación, me-diante pequeñas burbujas que aparecen en elchorro de fluido. Estas burbujas se forman por lagran liberación de presión que ocurre cuando elfluido pasa a través de una boquilla. Las burbujascolapsan al chocar contra las incrustaciones, locual produce un fuerte—casi explosivo—efectoerosivo. Las investigaciones llevadas a cabo enel Centro de Investigaciones de Schlumberger deCambridge (Inglaterra) muestran que este pro-ceso de cavitación se detiene prácticamente enel fondo del pozo debido a la presión hidrostáticade dicho lugar. Por lo general, las tasas de cortese ven reducidas a razón de cuatro veces o más.Debido a las limitaciones de la presión debombeo en la superficie cuando se utilizan herra-mientas de chorro instaladas en tuberías flexi-bles, no es posible aumentar la presión del fluidolo suficiente como para vencer la presión dife-rencial en el fondo del pozo.

Lechadas abrasivas—Al agregar unapequeña concentración de sólidos, entre 1 y 5%en peso, a un chorro de agua, se mejora en gran

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>Eliminación de incrustaciones de carbonato decalcio con chorro de agua abrasivo. La tuberíarecibió un solo chorro de agua con arena abrasiva a razón de 2,4 pulg./min [1 mm/seg].Durante el ensayo se mantuvo el chorro en lamisma posición durante 3 minutos, y el chorro dearena penetró casi el 80% de la pared del tubo (nivel de daño inaceptable).

Objetivo

Electrónica deregulación de velocidad

Cilindro Cilindro de gas

Impacto de partícula individualVelocidad 200 m/segAngulo de impacto 30/90º

Partículas de arena Partículas de calcita Anillos de vidrio Partículas Sterling Beads

Probador de impacto de partículas. Se construyó este dispositivo con el fin de estudiar yevaluar el mecanismo de daño del material abrasivo sobre las tuberías de acero y sobre elsubstrato de las incrustaciones (arriba). Esteaparato puede disparar partículas individuales amás de 400 mph [200 m/seg], que impactan en lasuperficie a ángulos que varían entre 30 y 90°. Enlas fotografías se puede observar el daño provocado por diversas partículas (abajo). Arenaangular y partículas de calcita tienden a excavarel acero, lo cual provoca falla dúctil. Las partículas redondeadas rebotan sobre la superficie del acero, mientras que los fragmentosde vidrio crean cráteres de impacto grandes yprofundos que finalmente erosionan la tubería deacero. Las partículas Sterling Beads se astillanen el momento que impactan sobre el acero ycrean sólo pequeños huecos que dejan el acerointacto.

>

>Eliminación de incrustaciones de carbonato decalcio con chorros de agua. La tubería de producción recibió un solo chorro de agua arazón de 2,4 pulg./min [1 mm/seg]. Si bien se halogrado remover los sedimentos de carbonatos,todavía se observa una cantidad remanente considerable.

Otoño de 1999 41

medida su capacidad de atravesar las incrusta-ciones. Los chorros de agua con arena abrasivason de uso habitual en la industria de la cons-trucción y la demolición para cortar concretoreforzado, e inclusive en los procesos de desmili-tarización para cortar municiones activas singenerar calor o una fuente de ignición. Esta téc-nica también presenta un mayor rendimiento decorte en las incrustaciones de carbonato de cal-cio comparado con un chorro de agua pura(página anterior, arriba a la derecha). Lamen-tablemente el uso de abrasivos como la arenapuede causar daños en los tubos de acero.Cuando las incrustaciones se eliminan completa-mente de la tubería, el chorro abrasivo erosionael acero con la misma eficiencia con que lo hacecon los depósitos minerales. Si ocurre un desper-fecto en la herramienta de emisión del chorro,existe un riesgo considerable de que el chorroabrasivo perfore el tubo de acero.

Un chorro abrasivo capaz de cortar lasincrustaciones sin dañar la tubería debeaprovechar la diferencia de dureza entre losdepósitos minerales y el acero subyacente. Unade las principales diferencias reside en que elacero tiene tendencia a falla dúctil, mientras quelas incrustaciones son quebradizas (página ante-rior, abajo). Una partícula de arena cortantepuede erosionar la superficie de un material dúc-til por medio de una acción de corte y acanalado.Por el contrario, una partícula redonda y durarebota sobre la superficie y elimina sólo unpequeño volumen de acero, dejando un cráter enel lugar del impacto. Las incrustaciones mine-rales presentan falla quebradiza, de manera queel impacto de una partícula dura fractura lasincrustaciones y, en última instancia, produce ladesintegración del estrato subyacente. La elimi-nación de los sedimentos es independiente de laforma de las partículas.

Si se eligen partículas redondas en lugar decortantes y angulares se facilita la erosión de lasincrustaciones y, al mismo tiempo, se reduce eldaño sobre las tuberías de acero. Por ejemplo, lacompañía Adams Coiled Tubing ofrece un sistemade chorro abrasivo con partículas de vidrio. Laherramienta expulsora tiene ocho boquillas fijasque permiten cubrir todo el radio y otros expul-sores que apuntan hacia abajo. El sistema escompatible con fluidos espumosos y efectivosobre todo tipo de incrustaciones minerales. Sinembargo, los cráteres formados por el impactorepetido de las partículas de vidrio pueden termi-nar provocando fatiga y falla de la superficie deacero (arriba a la izquierda).

Abrasivos Sterling Beads—Las partículas devidrio utilizadas para remoción de incrustacionesson mucho más duras que los tubos de acero y pue-den provocar un exceso de erosión sobre el metal.Si se reduce demasiado la dureza de las partículas,sólo se logra que sean poco efectivas. Por lo tanto,la dureza deseada es aquella que logra establecerun equilibrio entre minimizar el daño causadosobre el acero y maximizar su efectividad de cortede las incrustaciones. También es importante teneren cuenta otros parámetros, como la friabilidad delmaterial abrasivo. Si bien existen muchas partícu-las esféricas con la dureza adecuada, con frecuen-cia tienen baja durabilidad y se rompen con elimpacto, lo cual disminuye su poder destructivosobre las incrustaciones minerales.

En el Centro de Investigación deSchlumberger de Cambridge se realizaron estu-dios experimentales y teóricos sobre las interac-ciones físicas entre las partículas abrasivas y losmateriales que constituyen habitualmente las

> Incrustaciones eliminadas con el abrasivo Sterling Beads. El tubo recibió un solo chorro deagua con Sterling Beads a razón de 2,4 pulg./min[1 mm/seg] para eliminar las incrustaciones decarbonatos. Durante el ensayo, se mantuvo elchorro en la misma posición durante 3 minutos, ymenos del 2% del acero fue removido de lasparedes del tubo.

>Tubería sometida a limpieza con abrasivos departículas de vidrio. La tubería recibió un solochorro de agua con partículas de vidrio a razónde 1 mm/seg. Las incrustaciones de carbonatosfueron eliminadas. Durante el ensayo se mantuvoel chorro en la misma posición por espacio de 3minutos y las partículas de vidrio cortaron unagujero hasta una profundidad de casi un 30% dela pared del tubo.

0,75 mm

>Vista microscópica del abrasivo Sterling Beads.

tuberías. Tomando como base dichos estudios, sepropuso un nuevo material abrasivo denominadoSterling Beads.8 Este material ofrece la mismacapacidad erosiva de la arena sobre incrusta-ciones duras y quebradizas, mientras que es 20veces menos erosivo con respecto al acero y noprovoca daños en el pozo si se dirige un chorroprolongado sobre un punto determinado (arriba).Las partículas abrasivas son esféricas, muy durasy de baja friabilidad (abajo). Además, son solu-bles en ácido y no tóxicas, con lo cual se simplifi-can las tareas de limpieza.

8. Johnson A, Eslinger D y Larsen H: "An Abrasive jettingRemoval System," artículo de la SPE 46026, presentado enla Mesa Redonda de Tubería Flexible de la SPE/IcoTA,Houston, Texas, EE.UU., Abril 15-16, 1998.

42 Oilfield Review

Sistema universal de eliminación de incrusta-ciones minerales—En el Centro de Com-pletaciones de Yacimientos de Schlumberger consede en Rosharon, Texas (EE.UU.), se ha desarro-llado una herramienta expulsora de chorros concabeza rotativa y controlada por un fluido vis-coso. Se conoce con el nombre de Jet Blaster, ylas características de las boquillas han sido opti-mizadas para utilizar abrasivos Sterling Beads(derecha). Esta nueva herramienta rotativabasada en una cabeza expulsora de chorro, com-binada con los Sterling Beads, constituye la basede un nuevo sistema de servicios de intervenciónmediante tuberías flexibles que ha sido diseñadopara eliminar incrustaciones en las tuberías deproducción. El sistema Blaster Services com-prende tres técnicas de eliminación de incrusta-ciones que se pueden aplicar para tratar unaamplia variedad de problemas de este tipo:• La técnica Scale Blasting combina el uso de

Sterling Beads como material abrasivo con lanueva herramienta expulsora para eliminaciónde incrustaciones duras.

• La técnica Bridge Blasting utiliza una cabezafresadora y un chorro abrasivo, para los casosen que las incrustaciones obstruyen la tuberíapor completo.

• La técnica Jet Blasting hace uso de la nuevaherramienta de expulsión de chorro con fluidosno abrasivos y se aplica en la eliminación deincrustaciones blandas.

El sistema de eliminación de residuos mine-rales también incluye un programa para el diseñodel proceso, denominado Jet Advisor, que le per-mite al operador optimizar la configuración de laherramienta expulsora y el tamaño de la boquillateniendo en cuenta las condiciones del pozo, conel fin de maximizar la potencia del chorro y la

9. Tailby RJ, Amor CB y McDonough A: "Scale Removalfrom the Recesses of Side-Pocket Mandrels," artículo dela SPE 54477, presentado en la Mesa Redonda deTubería Flexible de la SPE/IcoTA, Houston, Texas,EE.UU., Mayo 25-26, 1999.

10. Para información en el uso de herramientas pararemover válvulas recuperables de levantamiento artifi-cial por gas ubicadas en las cavidades de los mandriles:Fleshman R, Harryson y Lekic O: "Artificial Lift for High-Volume Production," Oilfield Review 11, no. 1(Primavera de 1999): 49-63.

Un simulador puede ayudar a diseñar untratamiento químico efectivo. Por ejemplo, el software StimCADE es un programa de estimulación de un sistema pozo-yacimiento,que incluye tres modelos: pozo, yacimiento yreacción química para la predicción de incrustaciones. Los parámetros que se ingresancomprenden una lista completa de los pozos, las formaciones, los fluidos y las descripcionesde los tratamientos químicos. El modelo de pozoresuelve ecuaciones de convección–difusión conrespecto al flujo de fluidos a lo largo de lacolumna de tratamiento (tubería de producción,

tubería flexible o revestidor) para estimar lapresión de fricción durante el bombeo. Al esti-mar la invasión de los fluidos del tratamientodentro de la formación en las inmediaciones delpozo, el modelo de yacimiento rastrea la ubi-cación de los distintos frentes de fluidos dentrodel yacimiento. El modelo de reacción químicaestima la tasa de disolución mineral que siguelas leyes cinéticas de los solventes utilizados ylas especies minerales presentes en la corres-pondiente sección litológica de la formación. Ladisolución mineral neta se traduce en la reduc-ción del daño para cada tratamiento ácido.

Otras funciones incluyen la capacidad de simular la desviación de un pozo, prever losefectos de agentes divergentes sobre los perfilesde invasión de los fluidos en el yacimiento y simular el flujo de dos fluidos en formasimultánea dentro del pozo—uno por la tuberíade producción o la tubería flexible y el otro porel espacio anular. Todas estas funciones per-miten prever con mayor precisión la eficienciade la ubicación de los distintos tratamientos.

Simulador de emplazamiento químico

Cabezalconector de la

tubería flexible,válvulas deretención y

equipo dedesconexión

Válvula decirculación de

doble acción

Módulodel filtro

Unióngiratoria

Motor“Moineau”

Módulodelmotor

Anilloflotante

Módulodelcabezal

Cabezaldel chorro

radial

Técnica deremoción de

incrustacionespor explosión

Cabezalperforadora chorro

Cabezal delchorro radialy fresa piloto

Técnica de remociónde puentes

por explosión

Cabezal dela boquilla

Anilloflotante

< Herramienta Jet Blaster. En la fotografía supe-rior se observa la caja de herramientas que contiene el sistema de chorro abrasivo tal comollega al pozo. La herramienta subterránea JetBlaster (diagrama central a la izquierda) incluyeconexiones de tubería flexible, válvulas de retención y equipo de desconexión, además deuna unidad de circulación de doble acción y unfiltro que impide que los residuos presentes en el fluido obturen las boquillas expulsoras. La herramienta convierte la energía del fluido enuna rotación a velocidad constante con unacabeza giratoria de velocidad controlada por unfluido viscoso cortante para eliminar las incrustaciones a lo largo de las paredes interiores de los tubos (diagrama central a laderecha). Las fuerzas de reacción provenientesde las dos boquillas apartadas proporcionan untorque cercano a 5 lbf-pie para rotar la cabezagiratoria a velocidades inferiores a 200 rpm. Lacabeza expulsora consta de un soporte para laboquilla y un anillo flotante. En las técnicas JetBlasting y Scale Blasting, el soporte de laboquilla está ensamblado con dos eyectores tangencialmente opuestos (abajo a la izquierda).Las boquillas expulsoras apartadas maximizan eltransporte de la energía hidrodinámica hacia elpozo. El anillo flotante permite asentar pesosobre la herramienta, de manera tal que la herramienta avanza sólo si se ha limpiado latotalidad del diámetro mínimo del pozo. En latécnica Bridge Blasting, se puede utilizar unmotor de desplazamiento positivo estilo"Moineau" (abajo al centro y derecha) para perforar puentes de incrustaciones en lastuberías. Dicho motor tiene una capacidad desuministrar 150 lbf-pie de torque al módulo de lacabeza a 300 rpm.

Otoño de 1999 43

tasa de penetración de la cabeza. El programatambién ofrece ayuda respecto a la selección detécnicas abrasivas o no abrasivas. El programaJet Advisor le advierte al operador cuando existeun riesgo de daño al tubular debido alestancamiento de las cabezas, para lo cual seutilizan programas de análisis de daño al acero,así como adherencia y deslizamiento de latubería flexible.

Eliminación de incrustaciones duras—En elcaso de las incrustaciones duras, como los sulfa-tos de hierro, estroncio y bario, tanto los trata-mientos de chorro con fluidos no abrasivos comolos tratamientos químicos resultan inadecuados.La erosión controlada del abrasivo Sterling Beadsha dado resultados positivos en la eliminación detodo tipo de incrustaciones en las tuberías, inclu-yendo las incrustaciones más difíciles de sulfatode bario, con tasas de avance promedio de hasta100 pies/hr [30 m/hr] o más aún. La técnica ScaleBlasting constituye una muy buena opción, espe-cialmente cuando se trata de incrustacionesinsolubles, desconocidas o de dureza variable. Elsistema también proporciona un método seguropara eliminar incrustaciones en los equipamien-tos de completación que se encuentran en elfondo del pozo. La tasa de penetración (ROP, porsus siglas en Inglés) se controla por medio de unanillo flotante que garantiza la cobertura de todoel diámetro de la tubería con un daño mínimo a lasuperficie de acero.

La técnica Scale Blasting se utilizó en el Mardel Norte para quitar depósitos duros de sulfatode bario en dos válvulas de levantamiento artifi-cial por gas, identificadas por medio de registrosde calibre de brazos múltiples, en un pozo consistema de levantamiento artificial por gas convarios mandriles (arriba).9 La presión de fluenciadel pozo disminuyó a medida que se inyectabaagua, y existía la posibilidad de que la presióndel gas disponible resultara inadecuada paraalcanzar la única válvula activa restante instala-

da en la cavidad lateral del mandril. Si no sehubiera logrado extraer y reemplazar una se-gunda válvula dañada, se habría abandonado elpozo, dado que el corte de agua se encontraba enaumento y finalmente hubiese conducido a unaoperación costosa de reacondicionamiento. Lossolventes no produjeron el efecto esperado en laeliminación de los depósitos minerales en gradosuficiente para permitir que las herramientas depesca de válvulas llegaran hasta las mismas.10

En este pozo se utilizó por primera vez en elMar del Norte, la nueva tecnología de chorroabrasivo transportado dentro de la tubería flexi-ble. Por medio del programa Jet Advisor se cal-culó cuál sería el tamaño óptimo del anilloflotante, la boquilla y la cabeza de la boquilla,que permitiera eliminar totalmente las incrusta-ciones duras, además de determinar la concen-tración óptima de abrasivos y pronosticar lastasas de limpieza.

En primer lugar, se limpió la cavidad lateraldel mandril dañado a una velocidad de 100pies/hr [0,5 m/min]. A continuación, se limpió elotro mandril en operación con el mismo procedi-miento. Para evaluar el total de la operación seutilizó la herramienta de pesca de válvulas y secontroló la posibilidad de cambiar las válvulas delevantamiento artificial por gas en los mandrilesque se habían limpiado. Asimismo se obtuvo unregistro de rayos gamma para evaluar la cantidadde depósitos minerales remanentes en la com-pletación (abajo). Se logró extraer y reemplazarla válvula dañada sin inconvenientes. El chorroabrasivo eliminó las incrustaciones perfecta-mente, sin causar daños en el mandril.

900

X870 X880Profundidad, m

Mayo de 1998

Región de remoción de incrustación

Abril de 1997

X890 X900X860

800

700

600

500

GR, A

PI

400

300

200

100

0

>Confirmación de la eliminación de incrustaciones. Se pueden utilizar registros de rayos gamma paraindicar la cantidad de depósitos minerales eliminados en el intervalo de 84 pies [22 m] ubicado en elmandril de cavidad lateral. En el registro obtenido en 1997 se observa la presencia de incrustacionesen el mandril inferior un año antes del tratamiento. El registro de 1998 fue realizado después de unaoperación de limpieza en la zona comprendida entre X872 y X894 m.

Diámetro nominal de la tubería

Diámetro en abril de 1996

Diámetro en abril de 1997

Diámetro en agosto de 1997

Prof

undi

dad,

pie

s

X526

X527

X528

X529

X530

4,0 pulg. 6,0 pulg.

>Formación de incrustaciones entre abril de 1996 y agosto de 1997. Los registros de calibre de brazosmúltiples muestran la acumulación de residuos (sombreado) en el mandril de cavidad lateral superior.

44 Oilfield Review

1,5

1

13

4

2,5

7

2

1,5

Técnica de remoción de incrustaciones

Técnica de remoción de incrustaciones

Técnica de remoción de puentes

Técnica de remoción de incrustaciones

Técnica de remoción de incrustaciones

Técnica de remoción de puentes

Técnica de remoción de incrustaciones

Técnica de remoción de incrustaciones

Servicios de explosión Longitud de la incrustaciónremovida, m

Tiempo detratamiento,

horas

Desviación dela herramienta

O.D, mm

Pozo 1

Pozo 2

Pozo 3

Pozo 4

Pozo 5

Pozo 6

Pozo 7

Pozo 8

1023

45

162

1108

28

270

511

20

54

46,7

46,7

46,7

54

54/45

54

46,7

>Resultados de la eliminación de incrustaciones en el Lago Beaverhill.

Otro caso particular se presentó en Gabón(Africa Occidental), en un pozo completado conuna tubería de producción de diámetro variable,donde el operador no podía acceder a cinco man-driles del sistema de levantamiento artificial porgas debido a la existencia de depósitos desulfato de bario de hasta 1 cm de espesor. Elpozo no había producido desde 1994. Las ca-rreras de calibración del cortador mostraban lapresencia de incrustaciones en la tubería, blo-queando el acceso a la sección inferior del pozo.La finalidad del trabajo de reacondicionamientoconsistía en eliminar las incrustaciones de latubería, cambiar los mandriles del sistema delevantamiento artificial por gas y lograr el accesoal pozo por debajo de la tubería.

Con anterioridad se habían realizado variosintentos de eliminación de depósitos mineralesutilizando métodos convencionales, incluyendovarios motores de desplazamiento positivo (PDM,por sus siglas en Inglés) y carreras de fresado, unmartillo de impacto y otro sistema de chorrocomo complemento de los tratamientos condisolventes, pero ninguno de ellos arrojó resulta-dos positivos. El sistema Scale Blasting aparecíacomo una alternativa sumamente atractiva, dadasu capacidad de eliminar las incrustacionesduras de sulfato de bario bajo una amplia varie-dad de condiciones. Debido al tipo de com-pletación de diámetro variable, fue necesarioutilizar varios tamaños de anillos calibradores yde cabezas de boquillas. El fluido del chorro seformuló con concentraciones convencionales depolímero y Sterling Beads para obtener óptimosresultados de limpieza y penetración.

El software Jet Advisor optimizó el torque dela cabeza expulsora rotativa y la eficiencia decorte abrasivo utilizando como variables datos detasas, presiones y viscosidades del fluido a serbombeado en el pozo cuya desviación alcanzabalos 56°. Para determinar las tasas de bombeo ylos niveles de presión de superficie más efectivosse recurrió al software CoilCADE, mientras que elprograma CoilLIMIT sirvió para establecer loslímites de seguridad de funcionamiento de latubería flexible.

Como resultado del tratamiento se limpiaron6500 pies [1981 m] de tubería en un tiempo totalde 25,5 horas. Las tasas de penetración prome-dio fueron de 600 a 900 pies/hr [3 a 5 m/min] entubos de 31⁄2 pulgadas y de 40 a 100 pies/hr [0,2

a 0,5 m/min] en los mandriles del sistema de le-vantamiento artificial por gas y en los tubos de27⁄8 pulgadas de diámetro. El éxito obtenido conestos tratamientos, le permitió al operador reem-plazar los mandriles del sistema de levan-tamiento artificial por gas, y el pozo ahoraproduce 2000 B/D [320 m3/d]. Los mandrilesextraídos fueron limpiados en todas las áreasexpuestas al pozo y las válvulas no sufrierondaño alguno.

Eliminación de puentes de incrustaciones enlas tuberías—Los depósitos minerales que blo-quean por completo un tubo se pueden removercon una adaptación especial de la herramientaabrasiva Jet Blaster utilizando la técnica BridgeBlasting. Esta técnica incorpora un PDM de 1,69

11. Crombie A, Halford F, Hashem M, McNeil R, Thomas EC,Melbourne G y Mullins O: "Innovations in Wireline FluidSampling," Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de 1998): 26-41.

>Cabeza fresadora Bridge Blaster. El sistema Bridge Blaster se puede configurar conuna cabeza expulsora radial, un anillo flotante y una fresa Reed-Hycalog (izquierda), obien con boquillas de chorro abrasivo orientadas hacia abajo (derecha), que perforanun hoyo en los puentes de incrustaciones que no se pueden cortar con una fresa decarburo de tungsteno.

Otoño de 1999 45

pulgadas de diámetro, modificado especialmentepara impedir que los Sterling Beads bloqueen elsello del eje del laberinto de alta presión delmotor. El PDM mueve una cabeza que combinalas funciones de chorro y de fresado, para lo cualutiliza una fresa de diamante Reed-Hycalog, conla que realiza un pequeño orificio piloto en lasincrustaciones (página previa, arriba). Los cho-rros radiales completan la limpieza. Dado que lacabeza fresadora quita sólo una parte del volu-men total de los depósitos minerales, la tasa delimpieza y la confiabilidad de la fresa y del motorson mucho más elevadas si se las compara conlos métodos convencionales de limpieza y fre-sado con PDM.

Un anillo flotante coloca la herramienta en elcentro e impide que el fresado dañe las tuberías,lo cual sucede a menudo cuando se utilizan téc-nicas de fresado convencionales. Cuando se tratade puentes de depósitos duros, se utiliza unacabeza diferente de chorro y perforación si el fre-sado piloto no alcanza tasas de limpieza acepta-bles. La cabeza perforadora a chorro utilizacuatro boquillas de emisión de chorro orientadasconvenientemente para perforar a través delpuente de depósitos incrustantes, utilizando unalechada de Sterling Beads. Por lo general, paracompletar el proceso de limpieza hasta llegar aldiámetro total de los tubos, es necesario realizarotra pasada con el Jet Blaster giratorio con abra-sivos Sterling Beads.

Las incrustaciones de sulfuro de hierro [FeS2]constituyen un problema especial para BP Amocoen todo el campo sur de Kaybob, ubicado en laformación del lago Beaverhill en Canadá. Loscristalitos de sulfuro de hierro se forman directa-mente sobre los tubos de acero, a los que seadhieren firmemente, y desencadenan un pro-ceso de corrosión bimetálica o grietas por debajode los cristalitos. Estos pozos de condensado degas sulfuroso [H2S] depositan compuestos dealto peso molecular, como asfalteno, sobre loscristalitos de sulfuro de hierro dentro de latubería de producción.11

Estas inusuales incrustaciones no se puedenquitar con ácido clorhídrico, surfactantes oagentes quelatizantes, puesto que el asfaltenolas protege de la acción de los disolventes. Sólose pueden eliminar por medio de técnicasmecánicas, o bien eliminando primero las capasde asfalteno con algún medio químico. La expe-riencia indica que los métodos convencionales delimpieza, incluyendo ácido espumoso, chorro deácido combinado con solventes orgánicos comoel xileno, y perforación, fresado y sacudido de lostubos no dieron la respuesta esperada.

Se evaluó el rendimiento de nuevas técnicasabrasivas a chorro utilizando los abrasivosSterling Beads en ocho pozos. Para reducir la fric-ción y mejorar el transporte de los recortes seutilizó agua gelatinosa que contenía como aditivoun bipolímero de xantham. La concentración enpeso de Sterling Beads, utilizada en estos pozos,fue del 2,5%. Los tiempos de tratamientooscilaron entre 1 y 4 horas para seis pozos trata-dos con la técnica Scale Blasting. En uno de losdos pozos que contenían puentes de incrusta-ciones y que fue tratado con la técnica BridgeBlasting (página previa, abajo), el tratamientoduró 13 horas. Las tasas de penetración varían deacuerdo con el desplazamiento de la he-rramienta, la naturaleza de los depósitos, la ubi-cación de los puentes (en el caso de la técnicaScale Blasting) y las restricciones dentro delpozo. En resumen, en los ocho pozos se lograroneliminar 10.400 pies [3170 m] de incrustacionesen un total de 32,5 horas operativas.

Eliminación de tapones de arena—Cuandolos depósitos minerales son blandos, solubles enácidos o reactivos a los químicos, la técnica noabrasiva Jet Blasting resulta la más eficiente y lamás conveniente en materia de costos. La mayoreficiencia del chorro de fluido emitido por unacabeza expulsora optimizada, maximiza lacapacidad de limpieza en incrustaciones blandas,cemento fresco y revoque. Otros daños de la per-foración y depósitos insolubles se puedenremover utilizando un tratamiento químico encombinación con la limpieza a chorro.

>Cabeza pulidora gastada por el polvo de sílice.

Un operador del sur del estado de Texas teníadificultades para eliminar tapones de arena en unpozo con tres zonas estimuladas por frac-turamiento hidráulico, que se encontraban ais-ladas por tapones de arena. Cada uno de ellosestaba recubierto por un tapón de sílice en polvopara proveer un mejor sello a la presión. Se uti-lizó un motor de perforación con una fresa paratratar de limpiar los tapones de arena. El primerofue eliminado con todo éxito, pero la herramientase gastó por completo después de limpiar 2 pies[0, 6 m] del segundo tapón. Una segunda fresalogró perforar otros 5 pies [1,5 m] antes de gas-tarse completamente (abajo). El tapón cubiertocon polvo de sílice estaba aplastado y comprimi-do debido a la presión ejercida durante la estimu-lación por fracturamiento hidráulico, y formabaun relleno resistente.

Se recurrió al programa Jet Advisor paraseleccionar, en base a las condiciones específi-cas del pozo, el tamaño adecuado de boquilla aser utilizado por la técnica Jet Blasting. Los com-ponentes y los tamaños de la cabeza se basaronen la completación del pozo y en el material derelleno. El fluido del chorro estaba compuesto poragua con un 2% de cloruro de potasio [KCl] conreductor de fricción, agente espumante y nitró-geno [N2]. El tratamiento dio como resultado unatasa de limpieza de 420 a 600 pies/hr [2 a 3m/min]. Tanto los tapones como el polvo de sílicefueron eliminados del pozo en menos de un día,con lo cual el operador evitó los costos delequipo de reacondicionamiento y de la pérdidade producción durante cinco días.

46 Oilfield Review

Cómo evitar la formación de incrustacionesEl costo directo de quitar las incrustaciones de unpozo puede alcanzar los 250.000 dólares, a lo quehay que agregar el costo de la produccióndemorada, que resulta aún más elevado.12 Asícomo en la práctica médica se dice que es mejorprevenir que curar; mantener los pozos produc-tores en buen estado constituye, en definitiva, laforma más eficiente de producir hidrocarburos. Enla mayoría de los casos, para mantener la pro-ductividad de los pozos se prefiere utilizar elmétodo de inhibición química como medio paraprevenir la formación de incrustaciones. Las téc-nicas de inhibición pueden variar desde métodosbásicos de dilución, a los más avanzados y efec-tivos inhibidores que actúan antes de que se ini-cie el proceso.

La dilución se utiliza, por lo general, paracontrolar la precipitación de halita en pozos conalto grado de salinidad. La dilución reduce la sa-turación en el pozo enviando agua dulce en formacontinua a la formación, y constituye la técnicamás simple para prevenir la formación de in-crustaciones en la tubería de producción. Requie-re la instalación de lo que se conoce como sartamacaroni (un tubo de diámetro inferior a 11⁄2 pul-gadas) a lo largo de la tubería de producción(derecha).

Además de la dilución, existen literalmentemiles de inhibidores de incrustaciones para dis-tintas aplicaciones, que abarcan desde los ter-

motanques hasta los pozos de petróleo. La mayo-ría de estos químicos bloquean el desarrollo delas partículas minerales atacando el crecimientode los núcleos de las incrustaciones. Algunosquímicos quelatizan o paralizan los reactivos quese encuentran en forma soluble. Ambos enfoquespueden resultar efectivos, si bien cada uno deellos requiere una aplicación cuidadosa dado quelos tratamientos son poco tolerantes a los cam-bios en el sistema de producción. Los inhibidoresquelatizantes bloquean la precipitación o eldesarrollo de residuos minerales sólo para uncierto y limitado nivel de sobresaturación. Seproducen perturbaciones en el equilibrio, aún ensistemas protegidos, lo cual permite la precipi-tación de los residuos. Dado que los agentesquelatizantes consumen los iones de residuos enproporciones estequiométricas, el uso de losquelatizantes como inhibidores resulta poco ade-cuado, desde el punto de vista de su eficiencia yconveniencia económica.

Por el contrario, los inhibidores de iniciacióninteractúan químicamente con los sitios denucleación de cristales y reducen de manera sus-tancial las tasas de desarrollo de los cristales. Enefecto, con el uso de este tipo de inhibidores laformación de residuos minerales desciende aconcentraciones que resultan aproximadamente1000 veces menores respecto de una proporciónestequiométrica equilibrada13, con lo cual dismi-nuye considerablemente el costo del tratamiento.

Dispersión Estabilización

El inhibidor es absorbido en sitios activosde los cristales en crecimiento—esto detiene el crecimiento

Los núcleos de cristal están estéricamenteestabilizados—esto detiene el crecimiento

>Dispersión y estabilización. La dispersión (izquierda) impide que los pequeños cristales de minerales se adhierana las paredes de la tubería de producción y a otras partículas de cristales. Los estabilizadores químicos modificanla estructura de las incrustaciones de modo de prevenir la adherencia de otros cristales.

Sarta macaroni

B

A

Inyección forzadade agentes químicos

Producciónsalina

Aguadulce

>Sarta macaroni. La sarta macaroni de diámetroreducido, también llamada spaghetti o capilar,transporta los fluidos y los químicos dentro de lospozos en producción. Lleva los químicos cercadel intervalo, como se observa en la zona A, queproduce el fluido que necesita tratamiento. En lazona B aparece el inhibidor que se introduce periódicamente en la formación.

Otoño de 1999 47

tación en el espacio de los poros. La adsorción esmás efectiva en las formaciones de areniscas(arriba). La vida útil del tratamiento depende fun-damentalmente de la química de la superficie, latemperatura y el pH del líquido que se encuentraen contacto con la formación, y ocasionalmentees inusualmente corta (de 3 a 6 meses), debido aque la capacidad de adsorción de las rocas deformaciones es limitada bajo las condiciones delos yacimientos.15 Bajo ciertas condiciones espe-ciales, como formaciones con elevada capacidadde adsorción y bajas tasas de producción deagua, puede ocurrir que duren hasta dos años.

Normalmente, la vida útil del tratamiento esde más de un año en el caso de los tratamientosdiseñados adecuadamente, en los cuales la pre-cipitación actúa como mecanismo de retencióndel inhibidor, aunque se encuentren tasas ele-vadas de producción de agua.16 Por ejemplo, sesabe que los inhibidores de fosfatos y ácido fos-finocarboxílico son algunos de los que previenenla formación de carbonato de calcio. Los iones decalcio a menudo son liberados cuando losinhibidores se colocan en formaciones de car-bonatos y la precipitación constituye el mecanis-mo dominante de retención a largo plazo en lasformaciones de carbonatos. En los yacimientosque por naturaleza no contienen suficiente calciosoluble para precipitar el inhibidor, a menudo sebombea una salmuera con cloruro de calcio parainducir la precipitación del inhibidor y extender lavida útil del tratamiento.17

12. Wigg H y Fletcher M: "Establishing the True Cost ofDownhole Scale Control," artículo presentado en laConferencia Internacional de Soluciones a las Incrus-taciones, Aberdeen, Escocia, Noviembre 20-21, 1995.

13. Rosenstein L: "Process of Treating Water," Patente deEE.UU. No. 2,038,316 (Abril 21, 1936). Esta patente quedata de 1936 en EE.UU., es una de las primeras referencias sobre inhibidores de iniciación de incrustaciones.

14. Nancollas GH, Kazmierczak TF y Schuttringer E: "AControlled Composition Study of Calcium CarbonateGrowth: The Influence of Scale Inhibitors," Corrosion-NACE 37, no. 2 (1981): 76-81.

15. Browning FH y Fogler HS: "Precipitation and Dissolutionof Calcium Phosphonates for the Enhancement ofSqueeze Lifetimes," SPE Production & Facilities 10, no. 3(Agosto de 1995): 144-150. Meyers KO, Skillman HL y Herring GD: "Control ofFormation Damage at Prudhoe Bay, Alaska, by InhibitorSqueeze Treatment," artículo de la SPE 12472, presen-tado en el Simposio de Control de Daño de la Formación,llevado a cabo en Bakersfield, California, EE.UU., Febrero13-14, 1984.

16. Martins JP, Kelly R, Lane RH, Olson JB y Brannon HD:"Scale Inhibition of Hydraulic Fractures in Prudhoe Bay,"artículo de la SPE 23809, presentado en el SimposioInternacional sobre Control de Daño de la Formación dela SPE, llevado a cabo en Lafayette, Louisiana, EE.UU,Febrero 26-27, 1992.

La mayoría de los inhibidores son compuestos defosfato: polifosfatos inorgánicos, ésteres de fos-fato orgánico, fosfonatos orgánicos, aminofos-fatos orgánicos y polímeros orgánicos. Estosquímicos minimizan la incrustación de minerales,mediante una combinación de dispersión decristales y estabilización de los residuos (páginaprevia, abajo).14

Vida útil del inhibidor—Los inhibidores deincrustaciones son retenidos en la formación poradsorción a las paredes de los poros o precipi-

Inhibidor atrapado en la fase continua

Inhibidor adsorbidoArcilla u otrasuperficie cargada

Adsorción del inhibidor Precipitación del inhibidor con separación de fase

Inhibidor separadopor la fase

Arcilla u otrasuperficie cargada

Inhibidor disuelto

>Adsorción y precipitación. Los inhibidores de incrustaciones proveen la mejor vida útil del tratamiento cuando se los retiene en la formación, ya sea poradsorción a las paredes de los poros (izquierda), o bien por precipitación en el espacio de los poros (derecha).

Para prolongar la vida útil del inhibidor sepueden bombear grandes volúmenes del mismoen las profundidades de la formación, de formatal que se encuentre expuesto y absorbido poruna superficie extensa. Este sistema no siempreda resultados positivos, porque el hecho deforzar inhibidores a base de agua en zonas depetróleo puede provocar un cambio temporarioen la mojabilidad de la formación, lo que haceque los tiempos de recuperación de producciónse vuelvan excesivamente prolongados. Es nece-sario contar con otros inhibidores solubles enpetróleo que no provoquen que la roca de la for-mación se vuelva húmeda. Se están ensayandonuevos fluidos inhibidores que se basan en elpunto crítico de mojabilidad de la roca. Estos flui-dos hacen que la roca del yacimiento se vuelva"super húmeda," lo cual permite un mayor gradode retención del inhibidor y una vida útil de pro-tección más prolongada.

Los programas disponibles en el mercado,como el Squeeze-V desarrollado en laUniversidad Heriot-Watt de Edinburgo (Escocia),simulan la retención y liberación de inhibidorespor adsorción o precipitación. Este programa seutiliza para optimizar las concentraciones de losinhibidores, los volúmenes de tratamiento y col-chones de desplazamiento para maximizar la vidaútil del inhibidor. También se puede utilizar paraajustar el historial de los tratamientos previoscomo parte de una estrategia global de mejoracontinua en el manejo de las incrustaciones.

Correcta ubicación del inhibidor—En últimainstancia, la eficacia del tratamiento se basa másen la prevención de las incrustaciones que en lavida útil del inhibidor. La correcta ubicación delmismo constituye un factor esencial en el desem-peño de un tratamiento de bombeo forzado delinhibidor. Si el inhibidor se introduce en la for-mación en forma indiscriminada, habrá un excesode tratamiento en las zonas depletadas y en lasde alta permeabilidad, y resultará escaso en

zonas de alta presión y de baja permeabilidad.Por lo tanto, se considera conveniente colocar losinhibidores en formaciones heterogéneas uti-lizando las mismas técnicas empleadas para con-trolar el emplazamiento de ácidos. De hecho,resulta sumamente ventajoso combinar ambostipos de tratamientos (ácidos e inhibidores) paragarantizar que el inhibidor esté controlado juntocon el ácido. Se debe controlar que el pH delácido no supere el nivel requerido para la precipi-tación del inhibidor.18

Integración del inhibidor con la estimulaciónpor fracturas—La protección de las fracturas conagente de sostén contra la formación deincrustaciones de minerales depende en granmedida del correcto emplazamiento del inhibidor.Las zonas de la fractura que quedan sin tratarpodrían verse dañadas de manera irreversiblecuando los residuos minerales en el agente desostén entran en contacto con los solventes deincrustaciones. Como resultado de ello, se hanhecho esfuerzos para bombear inhibidores en elfluido de fracturación, con lo que se garantiza lacobertura del agente de sostén.19

Schlumberger ha implementado otro sistemade liberación del inhibidor, denominado sistemaScaleFRAC, que combina en un único paso untratamiento inhibidor de incrustaciones con untratamiento de fracturación, para lo cual se utilizaun nuevo inhibidor líquido compatible con los flui-dos de fracturación. El inhibidor de incrustacionesse coloca por bombeo en toda la fractura rellenacon agente de sostén durante las etapas deprelavado y emplazamiento de arena del trata-miento de fracturación (arriba). Con este nuevo sis-tema se elimina la inyección forzada, que se debíarealizar inmediatamente después del tratamientode estimulación por fracturamiento hidráulico y,además, se evita el problema de la lenta recu-peración de la producción de petróleo provocadapor los cambios de mojabilidad resultantes de lasinyecciones forzadas convencionales.

Este nuevo sistema de liberación del inhibidorha sido utilizado ampliamente en la PendienteNorte de Alaska y también encontró aplicaciónen el Mar del Norte y en la Cuenca Permian. Losresultados obtenidos en la Cuenca Permiandemuestran, por ejemplo, que las concentra-ciones del inhibidor en el agua producida semantienen por encima de los valores críticosnecesarios para impedir la formación de depósi-tos minerales por un lapso de tiempo mucho más

48 Oilfield Review

17. Véase Meyers et al, referencia 15.18. Crowe C, McConnell SB, Hinkel JJ y Chapman K: "Scale

Inhibition in Wellbores," artículo de la SPE 27996, presentado en el Simposio de Ingeniería de Petróleo,celebrado en ocasión del Centenario de la Universidadde Tulsa, Oklahoma, EE.UU., Agosto 29-31, 1994.

19. Powell RJ, Fischer AR, Gdanski RD, McCabe MA y PelleySD: "Encapsulated Scale Inhibitor for Use in FracturingTreatments," artículo de la SPE 30700, presentado en laConferencia Anual de la SPE, celebrada en Dallas,Texas, EE.UU., Octubre 22-25, 1995. Véase tambiénMartins et al, referencia 16.

20. Webb P, Nistad TA, Knapstad B, Ravenscroft PD y CollinsIR: "Economic and Technical Features of a RevolutionaryChemical Scale Inhibitor Delivery Method for Fracturedand Gravel Packed Wells: Comparative Analysis ofOnshore y Offshore Subsea Applications," artículo de la SPE 39451, presentado en el Simposio Internacionalsobre Control de Daño de la Formación de la SPE, llevado a cabo en Lafayette, Louisiana, EE.UU, Febrero 18-19, 1998.

Entrada de fluido a través de la zona adsorbida

Inhibidor retenido sobre el agente de sostén o partículas impregnadas en el agente de sostén

Estimulación por fracturación hidráulica conemplazamiento del inhibidor. La colocación delinhibidor con alto grado de eficiencia se lograbombeando el inhibidor en el fluido de fracturación durante el tratamiento de fracturación. El inhibidor queda retenido en laformación por adsorción en la zona de pérdida, opor precipitación sobre el agente de sostén. Amedida que el agua de formación atraviesa lazona de absorción del inhibidor, disuelve suficiente cantidad de inhibidor como paraimpedir que el agua precipite en las fracturas yen el pozo.

>

Otoño de 1999 49

prolongado que los tratamientos convencionales(abajo). El nuevo tratamiento, que integra elinhibidor y la fracturación, proporciona unarespuesta más duradera de la fractura debido aun mejor emplazamiento del inhibidor. Además,se simplifica la logística del pozo, ya que se com-binan los tratamientos de inyecciones forzadas einhibidor y, al no ser necesario el cierre del pozopara permitir la adsorción o la precipitación delinhibidor en la formación, se reinicia la produc-ción del pozo en menor tiempo.

La empresa AEA Technology acaba dedesarrollar en Inglaterra un nuevo agente de sos-tén cerámico poroso, que se impregna con elinhibidor de incrustaciones para luego utilizarloen tratamientos de fracturación hidráulica.20 Lanovedad de este producto consiste en que la saldel inhibidor que se utiliza habitualmente en lospozos petroleros precipita de manera tal que llenala porosidad de un agente de sostén cerámico debajo peso. El agente de sostén cerámico lleno sepuede luego sustituir por una fracción del agentede sostén original en el diseño del tratamiento defracturación. Durante la producción, toda co-rriente de agua que fluya sobre la superficie delagente de sostén impregnado provocará la diso-lución del inhibidor, protegiendo el pozo contralos depósitos minerales provenientes del agua. Elmecanismo de liberación del inhibidor es la diso-lución del mismo desde los poros intersticiales delos granos de cada agente de sostén. De estaforma se evitan pérdidas de inhibidor por entram-pado de fase. Una vez disuelto todo el inhibidor,el substrato cerámico continúa actuando comoagente de sostén.

ConclusiónEn los últimos años, se han realizado importantesavances en el control y el tratamiento de lasincrustaciones minerales. Hoy en día, los opera-dores tienen acceso a una variedad de productosquímicos y mecánicos concebidos para eliminarlas incrustaciones e impedir su desarrollo. Losadelantos tecnológicos con respecto al emplaza-miento, la química del yacimiento y los fluidosinteligentes ofrecen más opciones efectivas entérminos económicos para lograr la inhibiciónquímica y la limpieza en la formación. Losdesarrollos en los servicios de remoción deincrustaciones minerales, que incorporan nuevosmateriales abrasivos, proporcionan métodosrápidos y confiables de limpieza de tuberías sinriesgos para los tubos de acero.

50.000 100.000 150.000 200.0000,1

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Agua acumulada medida, bbl

ScaleFRAC Pozo AScaleFRAC Pozo BTratamientoconvencional

Rango mínimo del inhibidor

>Retención del inhibidor. Los datos de elución del inhibidor medidos en dos pozos tratados con el sistema ScaleFRAC muestran que las concentraciones del agente inhibidor en el agua producidase mantuvieron por encima del valor crítico (habitualmente entre 1 y 5 ppm) para impedir la forma-ción y el desarrollo de incrustaciones. Los pozos A y B tratados con la nueva técnica de emplaza-miento del inhibidor produjeron agua libre de residuos por un período mucho más prolongado queaquellos que fueron sometidos a tratamientos convencionales.

Cada una de las nuevas tecnologías mejoraun aspecto del control de las incrustacionesminerales en el pozo. Combinadas, estas nuevastecnologías forman parte del proceso de manejode las incrustaciones, mediante el cual sepueden aplicar métodos de control paraidentificar el inicio de las condiciones favorablespara la formación de incrustaciones y desarrollarla estrategia óptima para reducir los problemasde pérdida de producción y gastos de reparación.La estrategia puede incluir elementos deprevención y limpieza periódica. Los ingenierosque trabajan en aquellos yacimientos proclives ala formación de incrustaciones aprecian cadanuevo adelanto tecnológico que puedan utilizarpara combatirlos. —RCH