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MMMAAANNNUUUAAALLL DDDEEE NNN222
Índice del Capítulo
Manual de N2
INDICE DEL MANUAL
IIINNNDDDIIICCCEEE DDDEEE CCCOOONNNTTTEEENNNIIIDDDOOOSSS
1 - Introducción ....................................................................................................1
2 - Suministro de nitrógeno líquido.......................................................................2
3 - Consideraciones de Seguridad .......................................................................2
4 - Aplicaciones del Nitrógeno..............................................................................3
4-1 Operaciones de Perforación ........................................................................4
4-1.1 Perforación con Aire ................................................................................4
4-1.2 Presurización de Formaciones ................................................................4
4-1.3 Liberación de Cañería Aprisionada .........................................................5
4-1.4 Ensayo de Presión del Equipo de Superficie...........................................5
4-1.5 Ensayo de Presión en las cañerías .........................................................5
4-1.6 Cementación ...........................................................................................6
4-2 Operaciones de Workover ...........................................................................6
4-2.1 Limpieza de pozos inyectores .................................................................6
4-2.2 Remoción de parafina .............................................................................7
4-2.3 Remoción de las incrustaciones ..............................................................7
4-3 Operaciones de Terminación .......................................................................8
4-3.1 Compresión del anular ............................................................................8
4-3.2 Tratamientos con inhibidor atomizado.....................................................8
4-3.3 Desplazamientos ...................................................................................10
4-3.4 Ensayo a través del sondeo (D.S.T.).....................................................10
4-3.5 Inyección de pozos................................................................................11
4-3.6 Punzado en Seco ..................................................................................11
4-3.7 Fijación de Packers Hidráulicos.............................................................12
4-3.8 Acidificación con nitrógeno....................................................................12
4-3.9 Fracturación con espuma ......................................................................14
4-4 Retorno de los tratamientos .......................................................................16
4-4.1 Procedimiento para retornar un tratamiento ..........................................17
5 - Equipo de Bombeo de Nitrógeno ..................................................................18
Manual de N2
INDICE DEL MANUAL
6 - Fórmulas.......................................................................................................19
6-1 Ecuación General de Gases ......................................................................19
6-2 Ecuación General de Gases Reales ..........................................................19
6-3 Factor de Volumen.....................................................................................21
6-4 Densidad del Nitrógeno en Condiciones de Fondo....................................23
IIINNNDDDIIICCCEEE DDDEEE TTTAAABBBLLLAAASSS
Tabla 1-1 Composición del Aire Seco .............................................................................1
Tabla 1-2 Propiedades del Nitrógeno ..............................................................................1
Tabla 4-1 Presión de cabeza de pozo ...........................................................................17
Tabla 5-1 componentes de un Equipo de bombeo de Nitrógeno...................................18
Tabla 6-1 Factor de Compresibilidad.............................................................................20
IIINNNDDDIIICCCEEE DDDEEE FFFIIIGGGUUURRRAAASSS
Fig. 5-1 Esquema de un Equipo de bombeo de Nitrógeno............................................18
Fig. 5-2 Diagrama esquemático de un equipo de bombeo de nitrógeno .......................18
Fig. 6-1 Factor de Compresibilidad................................................................................20
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Manual de N2
1 - Introducción
El nitrógeno es incoloro, inodoro e insípido. Forma el 80 % de la atmósfera. Fue
descubierto en 1772 por Rutherford y Scheele. Es un gas inerte y solo a altas
temperaturas se combina con litio, calcio, magnesio e hidrógeno.
El nitrógeno líquido se obtiene a partir del aire líquido. Para licuar el aire es necesario
comprimirlo y luego refrigerarlo a -320 °F.
Se denomina criogenia al campo de la ciencia que trata con líquidos a temperaturas
menores que –187 °F y los equipos utilizados para manipular estos líquidos se los
denomina equipos criogénicos.
Tabla 1-1 Composición del Aire Seco
Sustancia % por Volumen
Nitrógeno 78.08
Oxígeno 20.95
Argón 0.93
Dióxido de Carbono 0.033
Neón 0.0018
Helio 0.00052
Metano 0.0002
Kriptón 0.00011
Oxido de Nitrógeno 0.00005
Hidrógeno 0.00005
Tabla 1-2 Propiedades del Nitrógeno
Propiedad Nitrogeno líquido Propiedad Nitrogeno Gaseoso
Gravedad específica 0.809 Peso específico (Lb/scf) 0.0724
Punto de Ebullición a 1 atm - 320 ºF Presión Crítica 491 psi
Temperatura Crítica -233 °F Punto de congelamiento a 1 atm -346 °F
Densidad del líquido a BP 50.46 lb/cu ft Densidad del Gas a 70°F y 1 atm 0.07245 lb/cu ft
1 gal líquido 93.11 scf
1 litro líquido 0.69646 scf
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Manual de N2
2 - Suministro de nitrógeno líquido
La única limitación para la producción de nitrógeno líquido es la disponibilidad de
energía, ya que la materia prima es el aire.
Para transportar el nitrógeno líquido al campo se utilizan tanques criogénicos que están
compuestos por un tanque interior y otro exterior, separados por un espacio en el que se
hace vacio con el objeto de lograr máxima aislamiento térmica. El tanque interior esta
diseñado para soportar una presión de 50 psi y está construido con acero inoxidable. El
tanque exterior esta construido con acero al carbono. La capacidad de los tanques varía
entre 1000 y 7000 galones.
Los tanques están equipados con una válvula de seguridad que se acciona liberando
nitrógeno gaseoso cuando la presión excede el valor al que fue calibrado, el intercambio
de calor se trata de controlar pero es imposible evitarlo por lo que el nitrógeno líquido va
pasando, dependiendo de la temperatura atmosférica, a nitrógeno gaseoso. El nitrógeno
líquido va cambiando de fase se ventea continuamente por lo que se deben tener en
cuenta estas pérdidas durante el almacenamiento. Si bien se usa en estado gaseoso en
las aplicaciones en la industria petrolera, se almacena en forma líquida debido a que
requiere menos espacio.
3 - Consideraciones de Seguridad
Los peligros asociados con el nitrógeno líquido son:
Exposición a temperaturas muy bajas: El contacto de los tejidos humanos con
el nitrógeno líquido puede causar daños similares a los producidos por
quemaduras por calor y congelamiento profundo grave con destrucción de
tejidos. Nunca debe permitirse que una parte del cuerpo sin protección entre en
contacto con una cañería o recipiente que contenga nitrógeno líquido. El material
extremadamente frío puede provocar que quede pegada la piel a la superficie
fría y que se desgarre al intentar retirar la parte en contacto. Incluso materiales
no metálicos son peligrosos de tocar si están muy fríos. Se debe lavar con
3Pág.
Manual de N2
abundante agua levemente tibia para reducir el congelamiento y quitar cualquier
prenda de vestir que pueda restringir la circulación. No aplicar calor. Cubrir el
área afectada con una protección estéril o con paños limpios si el área afectada
es grande.
Sobrepresurización: Pequeñas cantidades de líquido se pueden expandir en
grandes cantidades de gas en equipos inadecuadamente venteados, elevar la
presión y poner en peligro la resistencia del recipiente que lo contiene,
posibilidad de fisuramiento o estallido.
Asfixia por desplazamiento del oxígeno del aire en zonas de trabajo confinadas: Cuando una persona respira en un ambiente en el que no hay
suficiente oxígeno los pulmones se llenan con el gas que esta respirando. La
sangre no recibe la cantidad necesaria de oxígeno y cuando llega al cerebro no
puede entregar la cantidad necesaria de oxígeno porque no la recibió en los
pulmones. El cerebro es la parte del cuerpo más sensible a la falta de oxígeno.
En cinco segundos luego de haber comenzado a respirar un gas sin oxígeno la
sangre presenta una caída en el contenido de oxígeno. El resultado es la
pérdida inmediata de conocimiento. Luego en pocos segundos viene el estado
de coma y en dos a cuatro minutos la muerte.
4 - Aplicaciones del Nitrógeno
El nitrógeno es llevado a la locación en estado líquido y luego es convertido en gas a
un régimen controlado. Al ser completamente inerte en su estado gaseoso, el nitrógeno
no reacciona adversamente con ningún fluido de tratamiento o de la formación. Además el
nitrógeno es levemente soluble en agua, petróleo y en otros líquidos. Estas características
del nitrógeno permiten que sea aplicable en muchos servicios durante la perforación,
terminación y en trabajos de reparación.
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Manual de N2
4-1 Operaciones de Perforación
4-1.1 Perforación con Aire
En la perforación con aire se reemplaza el lodo como medio de circulación para llevar
los recortes a la superficie, debido a que puede no ser práctica la utilización de los fluidos
convencionales de perforación en formaciones muy sensibles al agua.
Para la perforación neumática el equipo de perforación es equipado con compresores
de aire capaces de enviar aire hasta 3000 scf/min a varios cientos de libras de presión.
El aire es circulado a través de la barra de sondeo y hacia arriba en el anillo tal como
cuando se usa un sistema convencional de lodo. La línea de descarga del nitrógeno es
conectada a la cañería vertical y el nitrógeno es mezclado con el aire a una relación
designada para el trabajo especifico. La mezcla es regulada para brindar una adecuada
velocidad según el diámetro del agujero en particular, la profundidad y el régimen de
perforación.
El uso de nitrógeno en la perforación neumática posee dos ventajas. La primera es el
factor seguridad: el agregado de nitrógeno disminuye el contenido de oxígeno del aire y
reduce la posibilidad de una explosión en el fondo del pozo cuando el aire y los
hidrocarburos son presurizados. La segunda es que el nitrógeno puede ser usado como
un apoyo del compresor de aire en caso de fallas mecánicas.
4-1.2 Presurización de Formaciones
La presurización de formaciones es un método usado por los productores de petróleo y
gas para solucionar la declinación de la producción en un yacimiento agotado. La
presurización involucra la inyección de gas dentro de la formación productiva para proveer
la energía necesaria para forzar los fluidos de la formación hacia el borde del pozo y hacia
la superficie para su recuperación. Un yacimiento que originalmente tuvo una buena
relación gas-petróleo pero que a través de los años de producción agotó su producción de
gas natural es un típico candidato para la recuperación ática.
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Manual de N2
El método más común para realizar la presurización ática es el de inyectar gas natural
obtenido desde un yacimiento cercano y volver a utilizar el gas inyectado a través de un
circuito cerrado.
Otro método consiste en inyectar nitrógeno o dióxido de carbono desde una planta en
la locación.
4-1.3 Liberación de Cañería Aprisionada
Cuando los portamechas son succionados por la pared del pozo debido a que el fluido
de perforación es admitido por una formación de baja presión, se produce lo que
denominamos aprisionamiento de cañería.
Una disminución en la presión hidrostática ejercida sobre la formación desbalanceará la
diferencial permitiendo la liberación de la canería aprisionada.
Para lograr la disminución en la presión hidrostática se bombea lodo nitrogenado en
proporciones crecientes hasta lograr una densidad equivalente que despegue la sarta sin
que peligre la estabilidad del pozo.
Otra alternativa consiste en bombear lodo nitrogenado por el anular, desplazando el
lodo que se encuentra en el mismo hasta la profundidad de la cañería guía.
4-1.4 Ensayo de Presión del Equipo de Superficie
El nitrógeno es usado para ensayar el equipo de superficie para cerciorarse de su
capacidad de soportar altas presiones. (Árbol de navidad, líneas de flujo, separador).
4-1.5 Ensayo de Presión en las cañerías
Las cañerías se pueden ensayar con nitrógeno debido a que el gas ingresa en
espacios en los que el líquido no puede ingresar. Típicamente se ensaya solo la unión de
dos caños y en otro ensayo toda la sarta de cañería.
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Manual de N2
4-1.6 Cementación
Una buena cementación primaria es uno de los pasos más importantes en el programa
de terminación de un pozo. Una operación exitosa puede ahorrar mucho tiempo y dinero
en los servicios de reparación.
Una cementación primaria deficiente resulta a menudo por la perdida de circulación
cuando los fluidos de perforación son desplazados desde el anillo. Esta perdida de
circulación puede ser atribuida a un aumento de la presión hidrostática en el anillo debido
a la elevada densidad de la lechada de cemento.
La densidad de la lechada puede ser reducida mediante el agregado de aditivos.
Algunos de estos aditivos tienen un costo muy elevado y otros disminuyen demasiado la
resistencia de la lechada.
El uso de nitrógeno en la cementación también controla la presión hidrostática en el
anillo. La cementación con nitrógeno consiste en agregar nitrógeno a los colchones
lavadores. Una vez que la lechada esta en el anillo la presión hidrostática total de la
lechada mas los colchones no es mayor que la presión ejercida por el lodo.
También se puede producir una cementación primaria defectuosa por deficiencia en la
limpieza del anular. El uso de colchones nitrogenados produce una limpieza mas eficiente
debido a la viscosidad de la espuma conseguida al agregar nitrógeno a los colchones
lavadores.
4-2 Operaciones de Workover
4-2.1 Limpieza de pozos inyectores
Los pozos inyectores con problemas de bacterias, hidrocarburos, oxido de hierro,
sulfuros o carbonatos, filtrados y emulsiones, pueden ser limpiados si se usa nitrógeno
con todos los fluidos de limpieza..
Todos los fluidos bombeados dentro del pozo deben ser mezclados con el nitrógeno.
Una cantidad estimada podría ser 300 a 500 scf de nitrógeno por barril de fluido,
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Manual de N2
dependiendo de las condiciones del pozo. El resto del tratamiento debe ser bombeado
dentro del pozo y desplazado, preferiblemente con nitrógeno puro. Se debe dejar el pozo
cerrado lo suficiente como para permitir que los fluidos de tratamiento hagan su trabajo y
se debe comenzar el flujo de retorno tan rápido como sea posible desde el punto de vista
de la seguridad.
4-2.2 Remoción de parafina
Los tapones de parafina en los pozos son causados por la transferencia de calor
debido a la presencia de una zona de agua fría exterior al casing.
A medida que el petróleo fluye por estas partes frías, la parafina se fija a las paredes de
la cañería y ocasiona una reducción de la producción.
4-2.3 Remoción de las incrustaciones
La formación de incrustaciones en las cañerías y alrededor de los intervalos punzados
frecuentemente obstaculizan la producción de petróleo en los pozos. Existen tres métodos
que se usan para combatir o remediar este problema :
Los pozos son tratados químicamente en intervalos regulares
Las herramientas con cable o con sarta se usan para remover las incrustaciones
Se usa ácido para disolver o desprender las incrustaciones
El uso del ácido para disolver o aflojar las incrustaciones es rápido y económico; sin
embargo, la recuperación del ácido después de que este se ha gastado es un problema
frecuente. Para asegurar un retorno del ácido y obtener una mejor limpieza se debe
considerar el uso de la espuma. Un trabajo típico puede necesitar 1000 galones de HCL
28 %, 10 galones de surfactante, 80 libras de agentes secuestrantes de hierro, y 40
galones de inhibidor. Este fluido se mezcla con el nitrógeno necesario para asegurar el
flujo de retorno. El ácido con espuma es desplazado hacia el fondo y se lo inyecta a
presión dentro de la formación. Se deja que la mezcla actúe durante por lo menos 3
horas. Luego de este periodo se abre el pozo con un estrangulador de 1/2".
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Manual de N2
4-3 Operaciones de Terminación
4-3.1 Compresión del anular
El uso de nitrógeno es seguro y económico en las operaciones de terminación de
pozos. El procedimiento estándar para terminar un pozo es el de circular el tipo de fluido
deseado y llenar el anillo con ese fluido. La terminación de pozos profundos, de alta
presión y temperatura, tiene el problema de una excesiva presión en superficie causada
por la expansión de calor en el anular. Las presiones resultantes pueden ocasionar el
colapso de la cañería en el pozo. La expansión del calor puede ser aliviada dejando una
columna de gas, tal como el nitrógeno, en el anillo. El nitrógeno se comprimirá a medida
que los fluidos se expanden en el anillo pero las presiones resultantes no serán elevadas.
Debido a que el nitrógeno es inerte el casing y el tubing en el espacio ocupado por el
nitrógeno están protegidos contra la corrosión.
4-3.2 Tratamientos con inhibidor atomizado
El nitrógeno es usado en los tratamientos con inhibidor atomizado para minimizar la
corrosión de la sarta de producción causada por el sulfuro de hidrogeno, el agua salada,
el dióxido de carbono, y los productos químicos contenidos en la formación o inyectados
en la misma. La forma usual de cubrir la cañería con un inhibidor es el método de mezcla
en baches. Al mezclar el inhibidor con los destilados u otros fluidos y al bombearlos a
través de la sarta de producción, el operador inhibirá la cañería y posiblemente la matriz
de la formación. El pozo es entonces cerrado, normalmente por 24 a 48 horas,
para permitir que los inhibidores reaccionen. Este periodo de cierre da por resultado
varios problemas:
Pérdida de producción.
Posibilidad de ahogar el pozo debido a la presión hidrostática.
Inconsistencias en la mezcla causando solamente una inhibición parcial de la
cañería.
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Manual de N2
Barrido de los inhibidores por medio de los fluidos de desplazamiento.
Debido a estos problemas originados del método de mezcla en baches, los inhibidores
a menudo son bombeados a través de un atomizador. El nitrógeno es bombeado dentro
de la parte de la "T" a través de un estrangulador con regulador cerámico, y el fluido es
bombeado a través de un estrangulador sin regulador. Los diferenciales de presión son
ajustados a no menos de 800 psi pero puede ser mucho mayor.
Para calcular la cantidad de nitrógeno necesario debe usarse:
espuma grado 0.5 para un sistema 1:1
espuma grado 0.65 para un sistema 2:1
espuma grado 0.75 para un sistema 3:1
espuma grado 0.8 para un sistema 4:1
Una vez determinas las relaciones apropiadas para un tratamiento atomizado, el
siguiente paso es bombear un colchón de nitrógeno.
Esto tiene tres finalidades:
Empuja los fluidos delante de la mezcla atomizada
Expone la cañería y la matriz de la formación a la solución actúa como equipo de
refuerzo principal para la rápida recuperación de los fluidos del tratamiento
Finalmente se bombea el nitrógeno al régimen deseado y el fluido con un caudal
comprendido entre 0.5 y 1 bpm.
La mayoría de los pozos son dejados en reposo durante por lo menos 2 horas para
permitir que el tratamiento penetre tanto la cañería como la formación. Luego se abre el
pozo a través de un estrangulador tan rápida y seguramente como sea posible.
Posteriormente se pone el pozo en producción luego de tenerlo cerrado por solo 4 o 5
horas.
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Manual de N2
Con tratamientos con mezcla en baches, un gran porcentaje de los pozos sujetos a la
acción del sulfuro de hidrogeno requiere varias aplicaciones, cada 2 o 3 semanas.
Con tratamientos con inhibidor atomizado, en cambio, algunos pozos no requieren otro
tratamiento durante aproximadamente 1 año.
4-3.3 Desplazamientos
El uso del nitrógeno para desplazar los fluidos del pozo ha demostrado ser un seguro
sustituto del caro y prolongado proceso para determinar si un pozo debe o no ser
pistoneado.
Existen dos formas de desplazar los fluidos del pozo con nitrógeno: circulación e
inyección.
En los desplazamientos por circulación el nitrógeno es bombeado a través del tubing o
del anillo, y los fluidos son circulados a superficie.
Entonces el nitrógeno puede ser purgado y el pozo punzado, evaluado o puesto en
producción. Cuando el casing es grande es usualmente necesario bombear nitrógeno por
el anillo hacia el tubing.
En los desplazamientos por inyección el fluido es forzado dentro de la formación en
lugar de ser circulado fuera del anillo.
Esta técnica es usada para desplazar los fluidos de estimulación dentro de la
formación o para reducir el costo de tener un equipo de terminación para librar el packer
para lograr circulación.
4-3.4 Ensayo a través del sondeo (D.S.T.)
El uso de nitrógeno es muy útil para el ensayo de formación que consiste en registrar
datos para determinar su productividad potencial antes de instalar el casing en el pozo. El
comportamiento de la formación es obtenido con una herramienta de ensayo por sondeo
que consiste en un packer, válvulas y un registrador de presión. Esta herramienta es
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Manual de N2
bajada al fondo del pozo y luego se fija el packer. Con esto se consigue aislar la
formación a ser ensayada de las formaciones superiores.
Toda la sarta de perforación puede ser presurizada con nitrógeno desde superficie
antes de que el packer sea fijado o antes de abrir la válvula de ensayo de fondo de pozo.
Una vez que el packer esta fijado y la válvula abierta, la presión del nitrógeno en la sarta
de perforación evita la liberación repentina de presión en la cara de la formación. Algunos
minutos después que la válvula de ensayo es abierta se abre la válvula de superficie.
También es posible inyectar un colchón de nitrógeno sobre la porción inferior de la
sarta de perforación para proteger la herramienta en lugar de presurizar toda la sarta.
Para esto se utiliza una válvula de control. Al abrir la válvula se expone a la presión de
formación la porción de la sarta cargada con nitrógeno. La válvula de control se abre
automáticamente cuando la presión de formación es mayor que la presión de nitrógeno en
10 a 20 psi.
4-3.5 Inyección de pozos
La inyección de pozos con nitrógeno en las operaciones de terminación es común
debido a que puede aumentar la recuperación de los fluidos del tratamiento y puede
reducir los costos. El nitrógeno es bombeado ya sea por tubing o por el anular para iniciar
el flujo. La inyección hace fluir los fluidos a altas velocidades usando las propiedades de
expansión del nitrógeno.
4-3.6 Punzado en Seco
Ya sea por la baja presión, por formaciones sensibles al agua o por la necesidad de un
ensayo de formación, los pozos a veces deben ser punzados bajo condiciones de
sequedad o extremadamente desbalanceadas. Es común un grave daño de la formación
resultante de los restos del punzado dentro de los agujeros del punzado. Cuando el pozo
esta listo para el punzado, se usa el nitrógeno para desplazar el fluido del pozo fuera del
tubing. Luego se fija el packer, se ubica el cañón y se presuriza el pozo con nitrógeno.
Luego de haber disparado el cañón, se lo retira a través del lubricador y se purga
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Manual de N2
lentamente el nitrógeno hacia la atmósfera. En este procedimiento por lo general no se
requiere pistoneo.
4-3.7 Fijación de Packers Hidráulicos
Cuando el packer hidráulico esta listo para ser fijado se deja caer una bola especial
dentro del tubing. Se requiere un aumento de presión de aproximadamente 1500 a 2000
psi para activar el mecanismo de fijación. Aunque normalmente son fijados con la presión
del fluido, los packers hidráulicos pueden ser fijados con la presión del gas con igual
efectividad.
4-3.8 Acidificación con nitrógeno
El uso de nitrógeno en operaciones de acidificación, especialmente en reservorios con
baja presión, reduce la necesidad del pistoneo para recuperar el fluido del tratamiento. El
nitrógeno comprimido ayuda a empujar los fluidos del tratamiento hacia fuera de la
formación cuando el pozo es abierto.
Debido a que el nitrógeno aumenta la velocidad de los fluidos que retornan, puede ser
usado para promover la limpieza de los precipitados que se forman durante los
tratamientos de acidificación y los finos insolubles que pueden dañar la formación si
fueran dejados en el pozo.
Durante una operación el nitrógeno ayuda a aumentar la penetración de los fluidos. Las
burbujas de nitrógeno también reducen la perdida por filtrado bloqueando temporalmente
los espacios porales.
Concepto de Calidad de Espuma
Los sistemas gasificados son una dispersión de un gas como fase interna en una fase
líquida continua. Cuando el volumen de gas excede un determinado límite, la dispersión
se invierte tornándose en una dispersión del líquido en una fase gaseosa continua
(neblina).
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Manual de N2
La propiedad que define la relación de volúmenes de gas y líquido es la CALIDAD (FQ) expresada en %.
Otro concepto similar es la Relación de Expansión expresada como partes de gas a
partes de fluido; Ej.. 3/1 equivalente a FQ = 75%
Para fracturación la calidad de la espuma debe estar en un rango de 65 % a 85 %.
CALIDAD = Volumen de Gas
Volumen de Gas + Volumen de Líquido
La recuperación del ácido gastado es el principal problema al diseñar los tratamientos
ácidos, especialmente en reservorios con baja presión. La espuma es usada para proveer
una inmediata limpieza del ácido. Esta aplicación elimina la necesidad de un retardo
extenso y del pistoneo, La espuma también ayuda a transportar los finos liberados hacia
la superficie. El ácido con espuma también puede ser usado para desviar el ácido desde
un grupo de punzados hacia otro, En las formaciones masivas un tratamiento ácido
tendera a entrar en la sección mas permeable o la de menor presión, dejando alguna
parte o todo el intervalo sin estimular. Si todo el ácido es espumado antes de ser
Q < de 52 52 < Q < 75 75 < Q < 96
Energizado Espuma
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Manual de N2
bombeado dentro del pozo, entonces el ácido poseerá propiedades de desviación. Los
grados de espuma inferiores a 52% no presentan las características deseadas para una
espuma estable, pero las espumas de grado 30% a 52% constituyen un fluido de
tratamiento mas eficiente que el ácido puro, debido a sus rasgos de viscosidad, ya que el
ultimo requiere geles, emulsificantes u otros aditivos para control de la pérdida por filtrado.
Para los tratamientos de matriz, un grado de espuma 60% a 70% brindara un adecuado
control de la viscosidad. Para las fracturas con ácido con espuma, un grado de espuma
de 70% a 80% brindara una mejor viscosidad para el transporte de arena. Normalmente,
el ácido con espuma es precedido por un fluido de cabeza de ácido nitrogenado. La baja
viscosidad del ácido nitrogenado permite una mejor penetración. Luego de obtener la
penetración inicial de la formación, la espuma debe ser bombeada en un grado de 65% a
80% para lograr una mayor penetración debido a la baja perdida por filtrado.
4-3.9 Fracturación con espuma
La espuma es un fluido de fractura efectivo en los siguientes tipos de pozo:
a. Pozos con formaciones sensibles al agua: Cada vez que se debe usar un fluido de
fractura base aguay se sabe que la formación a ser tratada tiene arcillas sensibles al
contenido de agua, se puede evitar el daño a la permeabilidad reduciendo la cantidad de
agua que se introducirá en la formación y retornando el tratamiento lo mas rápido posible.
La espuma reduce la cantidad de agua que se introduce a la formación y permite la
recuperación del tratamiento casi inmediatamente luego de terminarla fractura.
b. Pozos de gas: Las zonas productoras de gas de baja presión y poca profundidad no
son fáciles de limpiar luego de estimularlas debido a que la presión de reservorio no es
suficiente. Los tratamientos con espuma son particularmente efectivos en estas zonas. Al
tener un volumen líquido menor al 25% del total del volumen, el volumen liquido a
recuperar es mínimo. Simultáneamente al ser menor la presión hidrostática del fluido a
recuperar, la presión de reservorio es más efectiva para recuperar el tratamiento.
Como ventajas adicionales se puede mencionar que las espumas tienen suficiente
viscosidad como para generar anchos de fractura suficientes, la fricción durante el
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Manual de N2
bombeo es un 40% a un 65% menor que la correspondiente al bombeo de agua a
caudales comparables y las propiedades de sustentación de arena y de control de filtrado
son buenas.
Con respecto a las características reológicas podemos decir que estas están
determinadas por la proporción de gas. Al aumentar la calidad de la espuma aumenta
también la viscosidad de la misma. Las calidades de espuma necesarias para obtener un
fluido adecuado de fractura están comprendidas entre el 65 y el 92 %. Por debajo de ese
rango las espumas son muy delgadas y por encima son muy inestables.
Las espumas se rompen por disminución de la presión ya que al disminuir ésta se
produce la expansión de las burbujas y la rotura de la espuma.
Ventajas de las espumas
Reducido volumen de agua respecto al volumen total.
Minimiza el potencial Daño de Formación y la retención de agua.
Columna hidrostática liviana, mejora la limpieza.
Excelente Control de Filtrado.
Normalmente, no requiere reductores de filtrado adicional.
Fluido energizado por el gas en la espuma.
Promueve por expansión, la rápida recuperación del fluido de tratamiento
en formaciones de baja presión.
Cortos tiempos de recuperación
Prescindencia de pistoneo
Pérdida de producción minimizada
Excelentes propiedades de transporte del apuntalador
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Manual de N2
Requerimientos para una Espuma
Estabilidad Dinámica de la Espuma
Adecuada “Vida Media”
Buen Control de Filtrado
Buenas Características de Transporte
Baja Pérdida de Carga por Fricción
Disponibilidad y Operabilidad
Costo
Estabilidad de la Espuma
Tipo y Concentración del Espumante
Energía de Mezcla
Viscosidad de la Fase Líquida
Temperatura y Tiempo
Tipo y Concentración del Sostenedor
4-4 Retorno de los tratamientos
Una de las ventajas del uso de tratamientos energizados es la rápida limpieza del fluido
inyectado. Para aumentar el beneficio de la energía de limpieza provista se deben tener
en cuenta algunas consideraciones.
Es deseable comenzar el retorno tan rápido como sea posible luego de terminar el
tratamiento. Esto permitirá que sea mayor la cantidad de nitrógeno en el tratamiento.
La velocidad del fluido en la cañería es crítica. Esta debe ser lo suficientemente alta
como para evitar la acumulación de líquido en el pozo mientras que mantiene el gas
mezclado con la fase líquida. Para hacer esto se debe colocar una restricción al flujo en la
línea.
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Manual de N2
El tamaño de la restricción al flujo (choke) para mantener una adecuada velocidad de
retorno depende del tamaño de la cañería y de la presión de fluencia.
4-4.1 Procedimiento para retornar un tratamiento
Habiendo seleccionado el tamaño del orificio inicial comenzar el retorno. Abrir el pozo
dirigiendo el fluido a la pileta. Si el tratamiento fue de estimulación se debe observar el
retorno para asegurarse de que no retorna arena. Si no hay retorno de arena se continua
con la recuperación del tratamiento hasta que se alcance el próximo rango de presión.
Cerrar el pozo, colocar el nuevo orificio, de tamaño mayor y abrir nuevamente el pozo.
Si se observara retorno de agente de sostén, cerrar el pozo y colocar el orificio mas chico
siguiente. Dejar al pozo fluyendo a caudal estable alrededor de dos horas antes de probar
con el tamaño siguiente mayor de orificio.
Este procedimiento se debe mantener hasta que se requiere el volumen líquido
inyectado. En cualquier momento en que se observe retorno de arena de fractura, cerrar
el pozo y volver hacia atrás con el tamaño de orificio. Luego comenzar nuevamente desde
ese punto con el procedimiento escalonado de orificios.
Hay áreas en las que la producción de arena no es un problema y se puede seguir un
procedimiento más rápido.
Tabla 4-1 Presión de cabeza de pozo
Cañería 0-500 500-1000
1000-1500
1500-2030
2030-2500
2500-3000
3003-4003
4003-5003
5000-7000
más de 7000
2 ⅜” 4.7# 20/64 18/64 16/64 14/64 14/64 12/64 12/64 12/64 10/64 10/64
2 ⅞” 6.5# 24/64 22/64 18/64 18/64 16/64 16/64 14/64 14/64 12/64 12/64
3 ½” 9.3# 30/64 26/64 22/64 20/64 20/64 18/64 18/64 16/64 16/64 14/64
4 ½” 11.6# 40/64 34/64 30/64 28/64 26/64 24/64 24/64 22/64 20/64 20/64
5 ½” 15.5 # 48/64 40/64 36/64 34/64 32/64 30/64 28/64 26/64 26/64 24/64
7” 23# 60/64 52/64 46/64 42/64 40/64 38/64 36/64 34/64 32/64 30/64
18 Pág.
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5 - Equipo de Bombeo de Nitrógeno
Tabla 5-1 componentes de un Equipo de bombeo de Nitrógeno
Componentes
Motor Diesel
Sistema Hidráulico
Bomba Triples de Nitrógeno
Bomba Centrífuga de Nitrógeno
Consola de Control
Caldera
Tanque de Nitrógeno Líquido
Presiones de Bombeo Hasta 15000 psi
Caudales de Nitrógeno gaseoso de 1500 a 10000 scfm
Tanques de 1000 a 3000 galones
Fig. 5-1 Esquema de un Equipo de bombeo de Nitrógeno
Fig. 5-2 Diagrama esquemático de un equipo de bombeo de nitrógeno
19Pág.
Manual de N2
6 - Fórmulas
6-1 Ecuación General de Gases
TRnVP ××=×
Donde:
P = Presión (psi)
V = Volumen (ft3)
N = Nro. De moles (peso/peso molecular)
R = Ctte. Universal de los gases (10.73 psi x ft3 / Lb mol x °R)
Todos los gases a presiones y temperaturas moderadas cumplen con esta ley de los
gases perfectos, a mayores presiones y menores temperaturas surgen desviaciones, para
los gases reales las correcciones se realizan a través del “factor de compresibilidad Z”
6-2 Ecuación General de Gases Reales
TRnzVP ×××=×
Donde:
Z = factor de compresibilidad
El valor de Z esta graficado para N2 y se obtiene en función de la presión y
temperatura.
20 Pág.
Manual de N2
Tabla 6-1 Factor de Compresibilidad
Z=K1 x P2 + K2 x P + K3 Para Presiones comprendidas entre 1000 y 4000 psi
K1 = (1.679393e-7)-(6.2243e-10T)+(8.0385e-13T2)-(3.5472e-16T3)
K2 = (8.488e-7T)-(5.37e-10T2) -(3.122e-4)
K3 = 1
Para Presiones comprendidas entre 4000 y 8000 psi
K1 = 0
K2 = (2.2817e-4) -(4.066e-7T)+(2.3e-10T2)
K3 = (2.5e-3T)-(1.5e-6T2)-(0.096)
Para Presiones mayores que 8000 psi
K1 = 0
K2 = (2.2042e-4) -(3.515e-7T)+(1.815e-10T2)
K3 = (2.438e-3T)-(1.4e-6T2)-(0.1573)
Fig. 6-1 Factor de Compresibilidad
21Pág.
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Condición Estándar
ssssss TRnzVP ×××=×
P = 14.65 psia
T = 60 °F = 520 °R
Z = 1
Condición de Fondo de Pozo
ffffff TRnzVP ×××=×
Relacionando volumen en condiciones estándar y fondo de pozo
sff
fss
f
sPTz
PTzVV
××
××=
Reemplazando los valores de P, T y Z estándar
Y transformando ft3 a Bbls = 0.1781
ff
f
f
sTz
PVV
×= 3.199
Donde Vs/ Vf representa la cantidad de gas que ocupa 1 Bbl de espacio y se denomina
factor de volumen = NVF
6-3 Factor de Volumen
El Factor de volumen (NVF) es el volumen de gas en pies cúbicos estándar que
ocupan el espacio de un barril a una determinada presión y temperatura.
Se definen como condiciones estándar:
22 Pág.
Manual de N2
Ts = 520 ºR (60ºF).
Ps = 14.65 psi.
En estas condiciones:
BblscfTz
PNVF /3.199×
=
Donde:
P = presión (psi)
T = temperatura (ºR)
z = factor de compresibilidad del gas.
Ejemplo:
Cantidad de nitrógeno a contener en un recipiente de 500ft3 a una presión de 1000 psi
y una temperatura de 60°F
ff
f
TzP
NVF×
= 3.199
Del gráfico Z = 0.98
BblscfNVF /09.39152098.0
10003.199 =×
=
El recipiente tiene un volumen de 500 ft3 = 89.05 bbls.
Luego el volumen de nitrógeno necesario para llenar el recipiente a las condiciones
indicadas es: 34.826 scf
enfriarparanecesariovolumenrtransportaaVolumen +=×
= 1415785.311.93
826.34
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6-4 Densidad del Nitrógeno en Condiciones de Fondo
TzPNDens×
= 349.0. 2
Ejemplo:
Si las condiciones de fondo de pozo son:
Presión: 3500 psi
Temperatura: 160 °F = 620 °R
Determinar la densidad del N2 gaseoso:
Del gráfico se obtiene Z =1.14
ltKggallbNDens /2.0/73.162014.1
3500349.0. 2 ==×
=
Recordar que en condiciones estándar el N2 gaseoso tiene una densidad de 0.0097
lb/gal.