Abordar el creciente desafío de lo producido

Jun 10, 2024

A medida que la industria energética se esfuerza por reutilizar el agua producida y los costos de eliminación del agua producida aumentan, ha aumentado la necesidad de mediciones más precisas para ahorrar dinero.

La medición del agua producida en el mercado no convencional de EE. UU. se ve afectada por la deposición de parafina en los medidores, lo que provoca lecturas inexactas del volumen de agua producida. La industria está comenzando a abordar este problema creciente mediante la aplicación de nuevas soluciones tecnológicas que permiten una precisión duradera en lugar del mantenimiento de rutina que proporciona una solución temporal.

La mayoría de los productores de petróleo y gas se enfrentan a la acumulación de parafina en la superficie interior de sus caudalímetros electromagnéticos. Estos medidores generalmente están ubicados en el tramo de agua producida, aguas abajo de los separadores de producción y prueba. La parafina, una sustancia cerosa presente en la producción de petróleo crudo, se desprende de la solución a medida que el fluido se enfría desde la boca del pozo a través del equipo de superficie.

A medida que el fluido se transporta a través de las tuberías, se enfría, lo que hace que la parafina se solidifique y se deposite en las paredes de las tuberías y caudalímetros. Los separadores que están diseñados para eliminar la mayor parte de la parafina mediante calor aún son susceptibles a la acumulación de pequeñas cantidades de parafina que pueden cubrir la tubería y los dispositivos de medición.

Los caudalímetros electromagnéticos se utilizan para medir el caudal volumétrico de fluidos conductores en tuberías, como el agua producida. Operan generando un campo magnético a través de la trayectoria del flujo y miden el voltaje inducido por el fluido a medida que fluye a través del campo magnético.

El voltaje es proporcional a la velocidad del flujo y la intensidad del campo magnético, que se utiliza para calcular el caudal volumétrico del fluido. Los caudalímetros electromagnéticos contienen un mínimo de dos electrodos, compuestos de materiales cerámicos o metálicos según el fabricante. Los electrodos leen el voltaje inducido del agua producida que fluye a través del medidor.

Se coloca un revestimiento aislante dentro del medidor entre el fluido conductor y el cuerpo metálico. Esto aísla el fluido que se está midiendo del cuerpo del medidor, evitando que el fluido cree un cortocircuito eléctrico.

La acumulación de parafina afecta la precisión y confiabilidad de los medidores de flujo electromagnéticos ya que se nuclea en los electrodos y el revestimiento del medidor. Con el tiempo, la deposición de parafina aumentará alrededor de los electrodos, esencialmente aislando los electrodos del fluido. En este punto, la conductividad del fluido se reduce artificialmente y el caudalímetro indicará una lectura insuficiente.

Si la capa de parafina de los electrodos se vuelve lo suficientemente espesa, el caudalímetro quedará completamente aislado del agua producida, lo que el contador interpreta como caudal cero. A medida que aumenta la capa de parafina en el revestimiento, el área de la sección transversal del medidor se reduce, creando una mayor velocidad del fluido, lo que hace que el medidor sobrelee el caudal (Q = Av, donde A es el área de la sección transversal del flujo y v es su velocidad promedio).

Los productores de petróleo y gas pueden ser conscientes de problemas de acumulación de parafina en sus caudalímetros electromagnéticos, especialmente si han experimentado problemas con mediciones inexactas o fallas en el caudalímetro en el pasado.

Se estima que decenas de miles de caudalímetros electromagnéticos actualmente en servicio en el mercado no convencional de petróleo y gas de Estados Unidos son susceptibles a la deposición de parafina. Muchos operadores han desarrollado estrategias para mitigar los problemas de acumulación de parafina en sus medidores de flujo, como calentar el medidor para mantener la parafina en estado líquido mediante el uso de un sistema de calentamiento que mantiene la temperatura por encima del punto de fusión de la parafina.

Otras estrategias incluyen programas de tratamiento químico que se utilizan para disolver la acumulación de parafina en los electrodos y revestimientos, pero estos tratamientos son costosos y requieren tiempo de inactividad del medidor. Algunas empresas también pueden implementar procedimientos regulares de mantenimiento y limpieza para garantizar que el caudalímetro funcione correctamente. Sin embargo, los procedimientos regulares de mantenimiento y limpieza requieren mucho tiempo y son costosos.

Sin embargo, también es probable que algunos productores de petróleo y gas no sean conscientes de los problemas de acumulación de parafina en sus caudalímetros electromagnéticos, especialmente si no cuentan con un programa integral de mantenimiento y monitoreo. En tales casos, los errores del medidor de flujo pueden pasar desapercibidos hasta que causen problemas importantes o tiempos de inactividad.

Un operador de petróleo y gas en el sur de Texas tenía que retirar y limpiar sus medidores sucios cada 60 días porque no podía obtener una lectura del caudal de sus medidores.

A partir de octubre de 2021, el operador implementó lo que ahora se denomina comercialmente tratamiento de integridad de medición Aculon (AMI) con su socio distribuidor KopMan Industries para combatir el desafío de la acumulación de parafina en seis de sus medidores de flujo electromagnéticos.

Los caudalímetros en operaciones de producción se pueden tratar en 3 a 4 horas por metro. Los contadores nuevos se pueden reparar fácilmente en una hora. No se necesita tiempo de curado ni temperatura para tratar estos medidores.

Como resultado de la aplicación AMI, el operador pudo extender el tiempo entre el mantenimiento de los medidores de 60 a 540 días (es decir, 18 meses) y contando.

Inicialmente, los medidores fueron inspeccionados físicamente para detectar suciedad a los 180 días y se encontró que los electrodos estaban libres de depósitos de parafina. Los medidores no han sido retirados para mantenimiento debido a incrustaciones desde entonces, ya que los caudales informados por el medidor de flujo magnético se han mantenido consistentes con los volúmenes diarios de agua producida por el operador.

El servicio AMI consiste en limpiar, preparar y tratar la superficie del caudalímetro magnético con químicas de modificación de superficie omnifóbicas que repelen tanto el agua como los hidrocarburos. La química omnifóbica de Aculon se utiliza para tratar los electrodos cerámicos o metálicos y se une covalentemente a la superficie con un tratamiento ópticamente transparente de 2 a 5 nanómetros de espesor.

El revestimiento, normalmente compuesto de politetrafluoroetileno, se trata con la química nano a prueba de Aculon que está diseñada para superficies de aleaciones no metálicas. Esta química se ha utilizado fuera de la industria del petróleo y el gas durante más de dos décadas.

Aculon se ha especializado en la síntesis y fabricación de nanoquímicas de modificación de superficies desde principios de la década de 2000 y ha desarrollado más de 100 productos para modificar la energía superficial de diferentes tipos de sustratos. En 2022, Aculon se asoció con KopMan, que ya había estado limpiando, preparando y tratando equipos utilizando la química de Aculon durante 5 años y tratado más de 6000 equipos diferentes.

Juntos, los socios crearon AMI, que se utilizó con éxito para ampliar el tiempo entre los mantenimientos descritos aquí, seis metros por un factor de nueve. Más operadores ahora están comenzando a asignar fondos al mantenimiento de los medidores de flujo magnéticos para reducir el tiempo no productivo asociado con la extracción y limpieza rutinarias de los medidores de flujo magnéticos.

Desde 2021, más de 250 caudalímetros electromagnéticos de entre 2 y 10 pulgadas han sido tratados con la tecnología AMI. De los 250 metros tratados, 200 estaban en servicio de agua producida que fueron extraídos y limpiados en campo.

Hoy en día, se presta menos atención a la incertidumbre en la medición del agua producida en comparación con los hidrocarburos. Sin embargo, esto está cambiando a medida que aumenta la presión para garantizar mediciones más precisas y confiables del agua producida a la luz de los crecientes costos de manipulación y eliminación, las regulaciones, la demanda de reciclaje y la necesidad de mejorar la detección de fugas. En resumen, la tecnología AMI probada en campo es capaz de abordar estos problemas y al mismo tiempo mejorar el rendimiento de la medición de flujo a largo plazo.

Clay Wernli, director ejecutivo y fundador de KopMan Industries, es líder de la industria en la regeneración de equipos usados ​​con geometrías complejas para “limpieza blanca” y aplicación de tratamientos de modificación de propiedades de superficies. Desde 1991 se desempeña en la industria de limpieza industrial para el mercado de refinerías. En 2014, ingresó al mercado de servicios especializados asesorando a operadores para resolver desafíos asociados con elementos orgánicos, incrustaciones y otros problemas que interrumpen los servicios de producción. Trabajó con Ohmstede Industrial Services y Ohmstead LTD en la construcción de su programa ONE en el mercado de refinerías. Es egresado de la AIU Business School.

Elizabeth Cambre, SPE, es directora de desarrollo empresarial global de energía en Aculon. Tiene 15 años de experiencia en petróleo y gas trabajando con problemas de incrustaciones tanto inorgánicas como orgánicas en Schlumberger en operaciones y ventas técnicas en Omán, Qatar y los Emiratos Árabes Unidos. Fue instructora de acidificación y fracturación hidráulica y defensora de productos de nueva tecnología en Baker Hughes. Además, fue directora de mejora de producción en Tendeka. Es autora de nueve publicaciones de la SPE y ex copresidenta del Comité Técnico Internacional de Fracturación Hidráulica de la SPE. Tiene títulos en ingeniería química, matemáticas, economía, asuntos internacionales y chino (con honores magna cum laude) de la Universidad de Colorado en Boulder.