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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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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

15Pág.

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

16 Pág.

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.

17Pág.

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.

Manual de N2

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.

Manual de N2

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

23Pág.

Manual de N2

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.