INTRODUCCIÓN
La depositación de escamas inorgánicas de CaCO3 en el medio poroso, es un fenómeno que se presenta frecuentemente durante toda la etapa productiva de un yacimiento, la cual depende de ciertas condiciones de equilibrio químico y termodinámico presentes en el agua de formación. Esta depositación genera un diferencial de presión adicional en el pozo, denominado daño de formación, la cual típicamente se presenta en las regiones cercanas al pozo (Dyer y Graham, 2002).
Este mecanismo químico de daño da lugar a depósitos de material inorgánico en las zonas cercanas a la cara del pozo y así se comienza una reducción importante en la permeabilidad, influyendo en la producción de hidrocarburos por obstrucción. Cada año las compañías gastan un estimado de USD 1.4 billones en pérdidas a nivel mundial generadas por la formación de scale (Muñoz y Sandoval, 2008). La escama de CaCO3 es el resultado de un proceso de nucleación que inicia cuando el equilibrio químico se altera mediante la variación de las condiciones determinadas de presión y temperatura; este par iónico denominado núcleo viaja suspendido en la fase acuosa y por procesos de difusión que se presentan en la superficie del núcleo va adicionando material sólido el cual se mantiene en crecimiento continuo (Gloede y Melin, 2007), hasta llegar a una garganta de poro y ser lo suficientemente grande para taponarla, o en su defecto, para acumularse en la superficie del poro, ocasionando reducción de la permeabilidad absoluta y por lo tanto la productividad (Civan, 1996;2007).
Predecir la depositación de escamas inorgánicas ha sido un trabajo que se ha desarrollado durante los últimos 30 años, donde se integran códigos computacionales, que basados en la termodinámica de los minerales en solución, predicen la cantidad de escama precipitada (Seagraves, et al., 1996). Así mismo, los trabajos de laboratorio han mostrado que los modelos termodinámicos no alcanzan a describir el fenómeno de depositación debido a que no tienen en cuenta la fase sólida en la solución. Es decir, el fenómeno de depositación no solo depende de la termodinámica del fluido si no del flujo y la capacidad que tenga la fase sólida para adherirse a las paredes del poro (Crabtree, et al., 1999).
En este orden de ideas, Zhang y Farquhar (2001) acoplaron un modelo termodinámico con un modelo cinético para la predicción de escamas minerales con el fin de describir el perfil de depositación que ocurrían en fondo de pozo a través de pruebas de TBD (Tubing Block Divice) y observaron regímenes de nucleación homogénea y heterogénea en función de la temperatura. Determinaron que la cinética del CaCO3 se ve afectada por la velocidad con que el flujo de la salmuera pasa a través de una tubería. Además, solo el uso de 0.2 ppm de inhibidor de escamas puede mitigar la velocidad de formación de CaCO3 en la tubería. Luego, Achury y Martinez (2013) presentan un modelo que predice la cantidad de CaCO3 depositado en el wellbore a través de un modelo matemático basado en el teorema de Buckingham, donde demostraron que la concentración de la salmuera no solo afecta la cantidad de escama depositada, sino que también incide la cinética de formación de la misma. Igualmente, Mateus y Pachecho (2015) desarrollaron una correlación que permite calcular el tiempo que demora una salmuera con características típicas de las aguas de producción en los campos colombianos en depositarse en un capilar de 1/16”. El estudio corrobora que cuando se encuentra mayor concentración de iones Ca++ y HCO3- se genera un taponamiento más rápido, pero cuando la velocidad de flujo es alta, el tiempo de taponamiento disminuye por arrastre de material depositado. De modo similar Moghadasi et al., (2003) presenta un modelo radial que permite predecir la formación de escamas para un campo Iraní por la mezcla de aguas incompatibles debido a cambios termodinámicos, cinéticos e hidrodinámicos. El modelo fue aplicado para predecir el potencial de precipitación que presentaba el yacimiento si se utilizaba el agua de producción como método de recobro secundario, el modelo desarrollado está basado en información fisicoquímica que se obtuvo del agua de inyección y producción. Sin embargo, el modelo no muestra los efectos de la corrosión.
Así mismo, Restrepo et al., (2007) desarrolla una metodología para caracterizar el daño de formación a través de estadística básica donde se aprecia la influencia de cinco mecanismos de daño en un campo operado por BP en Colombia. Para el caso de daño por CaCO3 se asigna la concentración de Ca++ en los percentiles 10, 50 y 90 de una distribución homogénea que provee un Scale Tendency (ST) para los pozos del campo para tomar acciones de remediación y control. Además, Fadairo et al., (2008) investiga el efecto que tiene la depositación de escamas en la relación de movilidad. El estudio muestra un modelo basado en modelos termodinámicos para predecir la movilidad de la salmuera, de los hidrocarburos con la posible precipitación y acumulación, lo relevante de este estudio es que tiene en cuenta las condiciones operacionales, las concentraciones de la salmuera, la tasa de agua producida, el diferencial de presión y la temperatura del yacimiento.
Ahora bien, Tahmasebi, et al., (2007) hacen una recopilación de los diferentes autores donde consiguen alrededor de veinte parámetros que afectan directamente la depositación en el medio poroso los cuales son agrupados en variables termodinámicas, cinéticas e hidrodinámicas. Además, se desarrollan pruebas experimentales que dan origen a una correlación basado en los parámetros descritos anteriormente. Las pruebas se realizaron inicialmente en Sandpacks y posteriormente en plugs de carbonatos. La correlación adimensional desarrollada determina la reducción de la permeabilidad en el medio poroso para CaSO4. En vista de lo anterior, Stamatakis, et al., (2011) presentan un modelo geoquímico que integra las variables termodinámicas, cinéticas e hidrodinámicas. El modelo desarrollado predice la distribución de escamas de CaCO3 en un modelo de una dimensión. El modelo fue basado en la reacción química de las especies presentes en la salmuera y las evidencias de las pruebas de laboratorio las cuales fueron desarrolladas en Sandpacks. Por otra parte, la predicción de depósitos de CaCO3 a nivel de medio poroso en Colombia no se ha estudiado, teniendo en cuenta las variables termodinámicas, cinéticas e hidrodinámicas; por tal motivo en el presente trabajo experimental se desarrolla una correlación que permite predecir el daño de formación por efecto de la acumulación de CaCO3 en el medio poroso teniendo en cuenta variables termodinámicas e hidrodinámicas.
METODOLOGÍA
EXPERIMENTAL
La metodología experimental fue diseñada con el fin de reproducir, a escala de laboratorio, la depositación de escamas de CaCO3, usando salmueras sintéticas: una aniónica y otra catiónica, que al mezclarse generan la reacción química de formación del CaCO3.
El objetivo de las pruebas experimentales era observar la reducción de la permeabilidad por acumulación de CaCO3 en el medio poroso. La primera parte de las pruebas fueron dirigidas a evaluar el comportamiento de la depositación de CaCO3 en función de las variables: caudal y concentración de Ca++ para verificar la reducción de la permeabilidad. En la segunda serie de experimentos se tomaron muestras de Bereas alrededor de180 md de permeabilidad, las cuales son valores promedios de permeabilidad en las cinco cuencas productoras de hidrocarburos en Colombia, y se realizó un diseño experimental con las variables: concentración de calcio (Ca++), la cual representa el componente termodinámico, y la tasa de flujo (q), que representa el componente hidrodinámico. Como variable de respuesta se tiene el porcentaje de reducción de la permeabilidad.
Para lograr este objetivo fue necesario establecer las condiciones experimentales, las cuales se definieron con base en el rango de concentración de Ca++ en las salmueras y las tasas de flujo a utilizar. Se planteó la matriz experimental y se definió el procedimiento de los ensayos en laboratorio, con base en el diseño factorial.
Determinación de la región experimental
Para determinar la concentración de Ca++, Marin, (2015) y Caballero y Rodriguez (2015) se dieron a la tarea de encontrar los scale Tendency (ST) de las aguas de formación de los campos operados por el grupo empresarial de Ecopetrol, usando la base de datos fisicoquímicos suministrados por el grupo empresarial, mediante el software OLI ScaleChem®. Con ésta información, se escogieron los campos con tendencia de precipitación severa de escamas. El estudio mostró que alrededor del 80% de los pozos evaluados presentaron ST mayores a 10, lo que infiere problemas de depósitos de CaCO3. Así mismo, se determinó que la cuenca del Valle Superior del Magdalena y la cuenca de los Llanos Orientales son las que presentan una mayor cantidad de precipitados inorgánicos. En la Figura 1 se muestra la distribución de 4,062 datos de concentración de Ca++ donde las simulaciones muestran que presentan un ST mayor a 10. Como se observa, más del 80% de los datos se encuentran entre 200 y 600 ppm de Ca++. Para el diseño experimental se determinó que el nivel inferior sería de 250 ppm, a fin de garantizar acumulación en el medio poroso y el nivel superior de 650 ppm de Ca++.
La concentración de HCO3- se calculó por estequiometria. Adicionalmente, se verificó, mediante el software OLI ScaleChem, que el ST se encontrara por encima de 10. De esta forma, se determinó que para el nivel inferior la concentración de bicarbonato fuera de 48 ppm y para el nivel superior de 61 ppm, con cantidad máxima de precipitación de 393 mg/L y 984 mg/L respectivamente. La variación del ST y la cantidad precipitada de carbonato de calcio Vs la presión, para los dos escenarios, se muestra en la Figura 2.
Figura 1. Distribución de la frecuencia relativa de la concentración de Ca++ para la base de datos de Ecopetrol.
Para seleccionar las tasas de flujo a ser usadas en las pruebas experimentales, se tomaron valores característicos de producción de agua en los campos de Colombia, como lo describe Carreño y Rodríguez (2016). Los cuales realizaron un escalamiento de las tasas de flujo en las cuencas productoras de hidrocarburos de Colombia, que van desde 1 ft/día hasta 6 ft/día, por lo tanto, se definió para el nivel inferior 1 cm3/min y para el nivel superior 3 cm3/min.
Figura 2. Precipitación de CaCO3 a diferentes presiones.
Datos obtenidos del software OLI ScaleChem®.
Diseño experimental
Para obtener resultados representativos de los ensayos experimentales, se planteó un diseño factorial de dos variables, en dos niveles. Este tipo de diseños permite verificar el efecto de las variables de entrada (variables termodinámicas e hidrodinámicas) sobre la variable respuesta, que en este caso fue el diferencial de presión que genera la acumulación de CaCO3 en el medio poroso. Tomando como base que la definición del diseño experimental es fundamental para que las pruebas se encaminen a una descripción matemática del fenómeno. El diseño factorial 22 facilitó evaluar estratégicamente el fenómeno variando, a lo largo de las pruebas, los niveles establecidos como inferior y superior de las variables Ca++ y q.
Para evaluar la confiabilidad de la correlación se realizó una prueba en el centro del diseño experimental, la cual permite descubrir si hay una curvatura y por lo tanto si es necesario reevaluar el diseño y la efectividad de la correlación. La Tabla 1 muestra la matriz experimental definida para generar el fenómeno de acumulación de CaCO3 en el medio poroso.
Tabla 1. Matriz experimental
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Prueba |
Muestra |
Ca++ (ppm) |
q (cm3/min) |
Temperatura ( °F ) |
|
1 |
B-S-08 |
250 |
1 |
250 |
|
2 |
B-S-11 |
650 |
1 |
150 |
|
3 |
B-S-15 |
250 |
3 |
250 |
|
4 |
B-S-18 |
650 |
3 |
150 |
|
5 |
B-S-17 |
450 |
2 |
200 |
PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL
Tabla 2. Caracterización petrofísica de los plugs de Berea utilizados en los experimentos
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El procedimiento experimental se dividió en dos etapas, en la primera se realizó la preparación y caracterización de los fluidos y en la segunda etapa se realizaron ensayos de coreflooding para observar el mecanismo de daño por CaCO3 en la roca. La caracterización petrofísica básica de los plugs de Berea utilizados en los ensayos, se muestra en la Tabla 2. Inicialmente, los plugs se saturaron con una solución de NaCl, la cual fue denominada salmuera de “trabajo” y tuvo una concentración de 5.500 ppm de Cl- (esta concentración de Cl- corresponde a un valor promedio de la salinidad de las aguas de formación de las cuencas productoras en Colombia). El procedimiento de saturación se realizó de acuerdo a la norma API RP 40.
Luego de saturar los plugs, se realizó la preparación de las salmueras catiónica y aniónica para los diferentes escenarios experimentales y posteriormente se caracterizaron mediante la determinación de propiedades básicas, como se muestra en la Tabla 3.
La formación de la escama de CaCO3 se realiza mediante la reacción química de CaCl2*2H2O y NaHCO3 al mezclarse en proporciones 1:1 en la cara del plug dan origen a la escama. A medida que ésta mezcla atraviesa el medio poroso se espera que se genere la depositación del CaCO3.
Finalmente, se establece un protocolo de operación de los equipos coreflooding ubicados en el Laboratorio de Análisis Petrofísicos y Daño a la Formación del Parque
Tecnológico de Guatiguará, sede de la Universidad Industrial de Santander y en el Laboratorio de Química de Producción del Instituto Colombiano del Petróleo de Ecopetrol, en donde se desarrollaron las pruebas. El diagrama funcional de los quipos se describe en la Figura 3, y en general, constan de: una bomba dosificadora conectada a dos cilindros que contienen los fluidos a desplazar a través de la muestra de Berea ubicada en el coreholder, el cual se conecta a una bomba manual que permite ejercer presión de confinamiento al plug. Por otra parte, a la salida del equipo se ubica un regulador de presión para facilitar que la muestra mantenga una presión de poro constante durante toda la prueba.
Figura 3. Esquema general de los equipos coreflooding utilizados en el estudio
Se estableció que inicialmente se mide el diferencial de presión con la salmuera de trabajo (NaCl), posteriormente se realizaron ciclos consecutivos de inyección de aceite (aceite mineral Klearol) y salmuera de trabajo, hasta alcanzar lecturas estables de diferencial de presión, respecto a la medición anterior, para cada una de las fases, finalizando con la de aceite, para iniciar el desplazamiento de las salmueras aniónica y catiónica. La Figura 4 muestra los ciclos de estabilización (línea base) antes de pasar a la etapa de depositación.
Figura 4. Determinación de permeabilidades efectivas estabilizadas en el experimento 4
Tabla 3. Caracterización de las salmueras sintéticas.
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Parámetro |
Alta Mediana Baja concentración concentración Concentración de Ca++ de Ca++ de Ca++ |
||
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|
Densidad (g/cm3) |
1,006 1,007 |
1,013 1,005 |
1,005 1,004 |
Conductividad
16,970 18,330 16,450 17,520 15,440 14,670
( µS/cm )
|
pH |
8,9 |
6,6 |
8 |
5 |
8,7 |
7 , 7 |
|
NaCl (g/L) |
7,171 |
7,171 |
7,754 |
7,754 |
8.337 |
8.337 |
|
CaCl2.2H2O |
- |
4,768 |
- |
3,301 |
- |
1,834 |
|
NaHCO3 |
5,449 |
- |
3,772 |
- |
2,095 |
- |
RESULTADOS
EXPERIMENTALES
Las figuras 5 y 6 muestran la relación de permeabilidad (K/Ki) Vs volúmenes porosos inyectados. Donde K es la permeabilidad del plug en cualquier tiempo y Ki es la permeabilidad inicial antes de daño.
La Figura 5 muestra el efecto de la concentración de Ca++ sobre la reducción de la permeabilidad en la muestra de plug. En esta figura se evidencia que cuando la concentración de CaCO3 es alta (650 ppm de Ca++), la permeabilidad declina lentamente hasta llegar al volumen poroso numero 5 aproximadamente, luego se evidencia un taponamiento masivo que es arrastrado por efecto del caudal y posteriormente una rápida declinación debido a la depositación del CaCO3 en el medio. Por otra parte, la reducción de permeabilidad a concentraciones bajas (250 ppm de Ca++) se mantiene casi constante la tasa de declinación; cabe aclarar que los ST son casi similares debido a la acción de la temperatura.
Figura 5. Comparación de K/Ki durante la fase de inducción del daño en muestras de Berea (varias temperaturas, q=1cm3/min)
La Figura 6, muestra el efecto que tiene el caudal en la reducción de la permeabilidad en las muestras de plug. Se observa la variación que tiene la permeabilidad a lo largo de la inyección de salmuera en donde se ve que para altas tasas (3 cm3/min) se presenta arrastre de material sólido, debido a que en los inicios de la inyección se evidencia una fuerte declinación en la permeabilidad, pero posteriormente la pendiente cambia haciendo más leve la tasa de declinación; repitiéndose este fenómeno en el volumen poroso número 14. Por otra parte, se muestra que para bajas tasas; la acumulación de CaCO3 es casi contante a lo largo de la prueba, permaneciendo estable la tasa de declinación, pero el efecto en general de depositación sigue siendo el mismo en las muestras. Es decir, la reducción de la permeabilidad es similar durante el tiempo de inyección.
Figura 6. Comparación de K/Ki durante la fase de inducción de daño en muestra de Berea (T=250°F, Ca++=250ppm)
Para verificar la acumulación homogénea del CaCO3 en medio poroso se realizó una tomografía, la cual muestra que el perfil de acumulación de CaCO3 en un extremo del plug la acumulación es mayor, el cual corresponde a la cara de inyección de salmueras. Adicionalmente, se observa que hay una ganancia de densidad a lo largo del plug, lo cual corresponde a un perfil homogéneo de acumulación de CaCO3 en el medio poroso como se observa en la Figura 7.
Por otra parte, en la Figura 7 se puede apreciar que las variaciones texturales donde se aprecia la distribución de CaCO3 a lo largo de toda la muestra corroborando que la acumulación se da a lo largo de todo el medio poroso por la cual fluyen las salmueras.
Figura 7. Tomografía después de inducción de daño.
DESARROLLO DE
LA CORRELACIÓN EXPERIMENTAL
Como se describió anteriormente, varios modelos se han desarrollado con la finalidad de cuantificar la reducción de la permeabilidad en el medio poroso. En este trabajo, con la ayuda del diseño experimental y un software estadístico, se determinó una correlación estadística basada en los efectos principales y la interacción de ellos sobre la variable respuesta. La Tabla 4 muestra un análisis ANOVA, donde se observa que la variable Ca++ y la interacción entre q y Ca++ tienen una importancia significativa (mayor al 95%) en la correlación desarrollada. Por lo tanto, se demuestra que la variable termodinámica, representada por Ca++, tiene el mayor impacto dentro de la correlación. Por otra parte, aunque la variable hidrodinámica no afecte fuertemente la correlación, se observa que la interacción de las variables si tiene una incidencia importante en el desarrollo de la misma.
Tabla 4. Análisis de varianza para la reducción de permeabilidad en el medio poroso (D)
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Variables |
Suma de cuadrados |
Df |
Media Cuadrada |
Relación F Valor P |
|
A:Ca++ |
0,00564882 |
1 |
0,00564882 |
40,35 0,0007 |
B:q 0,000031434 1 0.000031434 0,22 0,6524
|
AB |
0,0368625 |
1 |
0,0368625 |
263,31 |
0,0000 |
|
blocks |
0.0000592742 |
2 |
0.000029637 |
0,21 |
0,8150 |
|
Total error |
0,000839995 |
6 |
0,000139999 |
|
|
|
Total (corr.) |
0,043442 |
11 |
|
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La Figura 8 muestra el diagrama Pareto para la reducción de la permeabilidad (D) en el cual se observa que el Ca++ afecta la correlación de una manera positiva, al igual que la interacción entre Ca++ y q. La tasa de flujo q no tiene un efecto significativo, pero la mayor cantidad de escamas se presentan cuando se encuentra en el nivel inferior, por lo tanto, afecta la correlación de una manera negativa, haciéndose notable el efecto de
En este orden de ideas, se presenta la correlación que describe la reducción de la permeabilidad en el medio poroso la cual presenta un coeficiente de variación de 96,45%, esto indica un excelente ajuste para los datos del diseño experimental. La Ecuación 1 se desarrolló teniendo en cuenta la medición de 15 volúmenes porosos en todos los experimentos.
A continuación, la Tabla 5 presenta la estimación de los resultados que propone la correlación obtenida, y los rangos del 95% de confiabilidad para cada uno de los experimentos realizados.
Tabla 5. Estimación de resultados para la reducción de permeabilidad (D)
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Prueba |
Valor Observado |
Valor Ajustado |
Ajuste menor Ajuste Mayor al 95% al 95% |
|
1 |
0,900901 |
0,904708 |
0,884235 0,92518 |
2 0,834532 0,837252 0,816779 0,857724
|
3 |
0,794643 |
0,790622 |
0,770149 |
0,811094 |
4 0,947368 0,944864 0,924391 0,965336
La región experimental que tendrá la correlación bajo los parámetros descritos como concentración de Ca++ de 250 ppm hasta 650 ppm y q de 1 cm3 / min a 3 cm3 / min, se muestra la Figura 9.
Finalmente se realizó una corrida experimental con una concentración de Ca++ de 450 ppm y una velocidad de 2 cm3 / min para verificar la correlación obtenida. La Figura 10 muestra el ensayo realizado para la evaluación de la correlación en el volumen poroso número 15. A partir de los resultados experimentales se infiere que la reducción de permeabilidad en la fase de daño fue de 0,75 y el valor proporcionado por la correlación es de 0 ,86 de reducción (D ).
Lo que significa que en el centro la correlación presenta una varianza del 14,85%. Es decir, la correlación predice el valor experimental de reducción de permeabilidad D con un 85% de confiabilidad, en el centro del diseño.
Se deduce entonces que en la región experimental el punto central se encuentra con una curvatura más pronunciada que la que mostró el resultado del software estadístico, en la superficie de respuesta correspondiente a la reducción de permeabilidad D.
La correlación desarrollada puede ser usada para predecir la reducción de permeabilidad por depositación de CaCO3 en plugs del rango de permeabilidad evaluado. La Tabla 5 contiene el ajuste teórico que presenta la correlación, comparado con los datos experimentales. Se demuestra que las predicciones realizadas por la correlación son satisfactorias.
Figura 10. Reducción de permeabilidad efectiva al agua del experimento número 5
CONCLUSIONES
Los resultados obtenidos con la correlación muestran un buen ajuste (85,15%) con los datos experimentales, para la reducción de la permeabilidad en el medio poroso por depositación de CaCO3.
Las concentraciones de calcio en el nivel alto (650 ppm), independientemente de la velocidad de flujo en el medio poroso, producen los mayores porcentajes de reducción de permeabilidad. Se aclara que el efecto de los niveles altos de velocidad puede producir arrastre de CaCO3, lo cual se atribuye por el cambio de pendientes a diferentes volúmenes porosos.
Las concentraciones de calcio en el nivel bajo (250 ppm) presentan una depositación constante sin importar la velocidad de flujo a la cual se realice los experimentos, ya que bajo las mismas condiciones cuando se utiliza un nivel inferior y uno superior de q; ambos alcanzaron la misma reducción de permeabilidad a igual tiempo.
Aunque existen diversos parámetros que afectan la depositación de escamas de CaCO3, el diseño experimental muestra que la variable termodinámica representada por concentración de Ca++ es la que tiene mayor influencia en la reducción de permeabilidad. Por otra parte, la variable hidrodinámica representada por q no tiene un efecto directo sobre la reducción de la permeabilidad; pero en la interacción de las variables si tiene un gran efecto, ya que a mayor flujo de salmueras más material sólido se encuentra en el medio poroso para generar depósitos de escamas de CaCO3.
La nueva correlación que se ha desarrollado predice el porcentaje de daño en plugs de permeabilidad similar a las cinco cuencas productoras de hidrocarburos, la cual considera las variables termodinámicas e hidrodinámicas.
La desviación estándar entre los datos experimentales y las predicciones es del 95%. Sin embargo, la prueba que se realizó en el punto central demuestra que los datos difieren en un 15%. Aun así, la correlación sigue siendo buena, ya que presenta un ajuste superior al 85%.
AGRADECIMIENTOS
Los autores quieren agradecer al Grupo de Investigación de Modelamiento de Hidrocarburos, a la escuela de Ingeniería de Petróleos, al Laboratorio de Análisis Petrofísicos y Daño a la formación de la Universidad Industrial de Santander (UIS), y al Laboratorio de Química de Producción del Instituto Colombiano del Petróleo ( ICP) por su constante apoyo a esta investigación.
REFERENCIAS