ES2221125T3 - Procedimiento para el control termohidraulico de los hidratos de gas. - Google Patents
Procedimiento para el control termohidraulico de los hidratos de gas.Info
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Abstract
SE DESCRIBE UN PROCESO PARA EL CONTROL TERMOHIDRAULICO DE HIDRATOS GASEOSOS, EN CONDICIONES DE FORMACION DE TALES HIDRATOS EN EL INTERIOR DE UN POZO PETROLIFERO, POR EL USO DE UN SISTEMA/ESPUMA DE GENERACION DE NITROGENO, EL CUAL COMPRENDE: A) HACER VISCOSA UNA SOLUCION ACUOSA Y EQUIMOLAR DE CLOROURO DE AMONIO Y NITRITO SODICO, CON UNA CONCENTRACION DE 2,0 U 4,5 MOLES, CON HIDROXIETIL - CELULOSA CON UNA CONCENTRACION ENTRE 0,3 Y 1,2 PESO/VOLUMEN, MANTENIENDO EL PH A UN VALOR SITUADO ENTRE 8,0 Y 8,3; B) AÑADIR DE UN 1 A UN 2 % EN VOLUMEN DE UNA SOLUCION DE ACTIVADOR DE ACIDO ACETICO CON UNA CONCENTRACION DEL 40% EN VOLUMEN RESPECTO A LA SOLUCION ACUOSA VISCOSIFICADA DEL PASO A) PARA OBTENER UN FLUIDO VISCOSIFICADO Y ESPUMADO POR GAS NITROGENO Y GENERACION DE CALOR; C) PONER EL FLUIDO VISCOSIFICADO Y ESPUMADO POR GAS NITROGENO Y GENERACION DE CALOR DE PASO B) EN CONTACTO CON EL HIDRATO GASEOSO, HACIENDO DE ESE MODO QUE EL HIDRATO GASEOSO SE DISUELVA, COMO CONSECUENCIA DEL AUMENTO DE TEMPERATURA Y LA DISMINUCION DE PRESION: D) RECUPERAR EL FLUIDO AGOTADO Y SEPARAR LA FASE ACUOSA.
Description
Procedimiento para el control termohidráulico de
los hidratos de gas.
La presente invención se refiere a un
procedimiento para el control termohidráulico de los hidratos de
gas con la ayuda del sistema de generación de nitrógeno, SGN. Más
específicamente, la presente invención se refiere a un procedimiento
para el control termohidráulico de los hidratos de gas de cualquier
corriente de hidrocarburos de bajo punto de ebullición en presencia
de humedad, de manera que las condiciones termohidráulicas
conduzcan a la formación de tales hidratos de gas, llevándose a
cabo el procedimiento con la ayuda del sistema de generación de
nitrógeno SGN.
Los hidratos de gas se forman siempre que se
combinan agua y gases de hidrocarburos a alta presión y baja
temperatura.
Los hidratos de gas son redes cristalinas
constituidas por dos o más constituyentes. Las moléculas de un
componente (siempre agua) forman una estructura que tiene cavidades
relativamente grandes, que están ocupadas por las moléculas de los
otros constituyentes, siendo éstos gases separados o mezclas
gaseosas.
Los gases que son importantes desde el aspecto
industrial, así como de laboratorio, muestran estructuras definidas
por la fórmula X.nH_{2}O, en la que X es la molécula que
forma el hidrato, mientras que el número de moléculas de agua en el
compuesto es n > 5,67. Generalmente, los hidratos se
forman únicamente en presencia de agua condensada, es decir, agua
líquida o hielo. Las moléculas de agua unidas por puentes de
hidrógeno forman una red hospedadora (que aloja) alrededor de una o
más especies de las moléculas huésped. Se produce un proceso de
encapsulación física que está acompañado por interacciones débiles
entre los constituyentes hospedador - huésped cuando los huéspedes
entran en las cavidades de la estructura hospedadora y se liberan de
la misma en las circunstancias apropiadas, mediante el plegado de
la estructura hospedadora.
Por tanto, los componentes gaseosos dentro de las
cavidades no se unen directamente a las moléculas de agua de la
red. Debido a motivos geométricos, tales componentes no pueden
abandonar la red de las moléculas de agua unidas por puentes de
hidrógeno hasta que tal red se pliegue.
Por tanto, en el estado estable, los hidratos de
gas siempre son compuestos clatrados de dos o más componentes,
puesto que los componentes están insertados mutualmente mediante un
mecanismo complejo. Sin embargo, las fuerzas de cohesión entre las
moléculas del hospedador y del huésped no son suficientes para
formar un clatrato. Además de las fuerzas cohesivas, deben cumplirse
dos criterios básicos para formar un clatrato: debe satisfacerse la
tendencia de las moléculas de agua a formar una red, mientras que
las moléculas del huésped deben mostrar un tamaño y forma adecuados
para entrar en las cavidades de la red de agua formada mediante
puentes de hidrógeno. Otro requisito para la formación de la
estructura es que no debe producirse ninguna reacción química entre
las moléculas del huésped y las moléculas de agua, es decir,
durante la cristalización, deben evitarse la hidrólisis así como la
hidratación con el fin de evitar una estructura cuya energía total
sería inferior que la del clatrato.
En general, se considera que para que se formen
los hidratos de gas, los componentes o constituyentes deben cumplir
los requisitos siguientes: baja solubilidad en agua, suficiente
volatilidad, carácter homopolar, fuerzas de van der Waals no
demasiado grandes, calor de evaporación inferior a 31.400
J\cdotmol^{-1}, así como un punto de ebullición inferior a 60ºC,
estando desprovisto el componente que forme el hidrato de átomos de
hidrógeno que puedan dar lugar a puentes de hidrógeno adicionales.
Finalmente, el gas que forme el hidrato no debe ser muy soluble en
agua, como por ejemplo NH_{3} o HCl, ni tampoco un líquido
miscible en agua, por ejemplo CH_{3}OH.
Estudios realizados en el campo de los hidratos
de gas indican que las condiciones iniciales para formar hidratos
de gas están determinadas por la naturaleza del gas, el estado del
agua, la presión y la temperatura. Las condiciones de formación se
establecen en diagramas de fase heterogéneos representados como la
presión frente a la temperatura.
La probabilidad de que se forme un hidrato de gas
es tan alta como su estabilidad. El grado de estabilidad de un
hidrato de gas y, en consecuencia, su temperatura de disociación,
están influidos por el tamaño molecular y la forma geométrica de
los componentes que forman el hidrato. Entre los hidratos de
hidrocarburos, los más estables son los de propano e isobutano.
Por tanto, las condiciones para la formación del
hidrato para un sistema gaseoso de un único componente o de
múltiples componentes están más o menos alteradas por la presencia
de un tercer componente. En general, puede decirse que este efecto
depende de la composición del gas, de la densidad del gas
correspondiente, de la naturaleza y la cantidad de sustancia que
está alterando las condiciones estructurales en el agua y de la
presión existente en el sistema. En presencia de electrolitos o
solutos polares, los principales factores que actúan para alterar
las condiciones de formación y disociación de los hidratos son las
variaciones estructurales, que dependen principalmente de la
presión, la temperatura y la composición del soluto y también de las
variaciones de energía de las interacciones entre las
moléculas.
Las investigaciones han demostrado que cualquier
cantidad de electrolitos disueltos en agua disminuirá la
temperatura de formación del hidrato a una presión dada; en bajas
cantidades, los alcoholes aumentan la temperatura de formación del
hidrato; sin embargo, para cantidades crecientes, tal temperatura
disminuye. En este último caso, se formula la hipótesis de que las
cavidades estructurales en agua están parcialmente ocupadas (por
ejemplo, por grupos metilo en el caso del metanol) y por tanto, se
potencia un ordenamiento de las cadenas hidrocarbonadas similar al
del hielo, en las proximidades de las moléculas orgánicas. Para
cantidades superiores de alcohol, los agregados que forman el
clatrato se rompen, por lo que disminuye la posibilidad de formación
del hidrato de la misma forma que en el caso de la estructura del
agua alterada por la presencia de electrolitos. El efecto inhibidor
de los electrolitos y los alcoholes es muy importante en los
procedimientos de producción y transporte de gas natural y puede
extenderse también a otros procedimientos.
Los hidratos de gas se producen frecuentemente
durante la explotación de pozos submarinos, principalmente de pozos
en aguas profundas. Los depósitos de hidratos de gas están
constituidos principalmente por gas de petróleo y agua o líquidos
acuosos de formación generados por los efectos combinados de
turbulencia, presurización y enfriamiento.
Cuando se encuentran depósitos de hidratos de gas
en la tubería de producción o incluso en la línea de surgencia,
tales depósitos producen invariablemente el taponamiento completo
del flujo de producción.
En las condiciones de recuperación secundaria,
tales como el método conocido como inyección alterna de agua y gas
(WAG) en el que se bombea agua y gas alternativamente en un
depósito mediante un pozo de inyección en condiciones de baja
temperatura y alta presión, la mezcla agua - gas forma hidratos que
pueden taponar el pozo de inyección, lo que produce enormes
inconvenientes para la inyectividad del pozo. Es interesante
entonces evitar la formación de estos hidratos calentando el
depósito con la ayuda del SGN de la presente invención. Además, en
condiciones de producción de aceite de petróleo, hay situaciones en
las que el gas producido en presencia de agua fría crea condiciones
de formación del hidrato de gas, que tapona el flujo de la
corriente de gas húmedo.
Todavía, el transporte de aceites minerales a lo
largo de tuberías o conductos desde equipos en alta mar hasta
instalaciones costeras puede generar condiciones para la formación
de hidratos de gas, resultando así afectado el flujo del fluido a
través de toda la tubería o conducto.
En la industria de gas natural, la aparición de
hidratos de gas se encuentra diariamente, ya que las condiciones
termohidráulicas para ello son sumamente favorables.
Por tanto, se encuentran diversas condiciones
termodinámicas que favorecen la aparición de hidratos de gas, en la
producción, así como en la recuperación secundaria del petróleo,
así como en el transporte de aceites minerales, además de las
situaciones que pueden encontrarse en la producción de gas natural a
partir de depósitos de petróleo.
La práctica habitual para evitar la formación del
hidrato de gas es la adición de fluido acuoso de un agente
anticongelante en cantidades del 10 al 40% en volumen. Normalmente,
tales agentes son compuestos hidroxilados tales como alcoholes
primarios de C_{1}-C_{4}, además de los
glicoles. En Brasil, se emplea normalmente el alcohol etílico, con
buenos resultados y coste relativamente bajo.
La patente de los EE.UU. 5460728 enseña un
procedimiento para la inhibición de la formación del hidrato de gas
de corrientes que contienen agua e hidrocarburos de bajo punto de
ebullición, desplazándose estas corrientes por un conducto o
tubería completo. El procedimiento comprende añadir a la corriente
un componente nitrogenado en una cantidad suficiente para inhibir
la formación de los hidratos de gas en la mezcla a la temperatura y
la presión encontradas en el conducto.
La patente de los EE.UU. 5232292 enseña un
procedimiento para el control de hidratos de clatrato en sistemas
fluidos, dificultando los hidratos el flujo de fluido en un sistema
fluido. El procedimiento comprende poner en contacto un aditivo con
la masa de clatrato. Preferiblemente, el aditivo contiene un grupo
químico cíclico que tiene cinco, seis y/o siete miembros. Los
aditivos incluyen una
poli(N-vinil-lactama) que
tiene un peso molecular superior a 40.000, comprendiendo el
polímero un esqueleto, un primer grupo químico cíclico que se
extiende desde el esqueleto y un segundo grupo cíclico que se
extiende desde el esqueleto, comprendiendo el primer grupo cíclico
un anillo heterocíclico orgánico de cinco miembros y no aromático
que tiene una amida interna, comprendiendo el segundo grupo químico
cíclico un anillo heterocíclico orgánico de siete elementos y no
aromático que tiene una amida interna, comprendiendo el polímero un
grupo químico no cíclico que se extiende desde el esqueleto.
Polímeros representativos son N-vinilpirrolidona e
hidroxietilcelulosa, usados solos o en combinación.
La patente de los EE.UU. 5244878 enseña un
procedimiento para retrasar y/o reducir la tendencia a la
aglomeración de los hidratos en las condiciones en las que puede
formarse un hidrato, que comprende la adición, a la corriente de
formación del hidrato de gas y agua, de un compuesto no iónico
anfifílico escogido entre el grupo de ésteres de poliol y ácidos
carboxílicos sustituidos o no sustituidos. El compuesto anfifílico
también puede ser un compuesto anfifílico aniónico.
La patente de los EE.UU. 5076364 enseña un
procedimiento para evitar la formación del hidrato de gas en un
pozo de gas mediante la inyección de un vehículo y un alcohol tal
como glicerol o un derivado del glicerol en el pozo y en las
instalaciones / tuberías conectadas.
La patente de los EE.UU. 4856593 enseña, en un
procedimiento para hacer fluir a través de una tubería una
corriente de gas húmedo desde un pozo de producción en alta mar
hasta la costa en condiciones de temperatura y presión que conducen
a la formación de los hidratos de gas, una mejora que comprende
introducir en la corriente de gas húmedo un agente tensioactivo del
grupo de los fosfonatos orgánicos, ésteres de fosfato, ácidos
fosfónicos, sales y ésteres del ácido fosfónico, polifosfatos
inorgánicos, ésteres de polifosfatos inorgánicos, poliacrilamidas y
poliacrilatos en una cantidad suficiente como para evitar la
obstrucción de la corriente que fluye.
Sin embargo, el control de la formación del
hidrato de gas mediante aditivos puede ser costoso y de eficacia
reducida.
Por otra parte, es bien conocido el uso de gas
nitrógeno y calor para diversas aplicaciones.
El documento US 4846277 del solicitante enseña un
procedimiento continuo para la fractura hidráulica de un pozo con
generación in situ de espuma de nitrógeno procedente de la
reacción exotérmica entre sales inorgánicas de nitrógeno,
principalmente cloruro de amonio y nitrito de sodio, en presencia de
un tampón que puede mantener el pH de la disolución en 5,0 o menos
y un compuesto viscosificante que puede ser cualquier gel o
polímero hidrosoluble que pueda aumentar la viscosidad efectiva de
la espuma generada. El sistema tampón puede ser ácido acético a
concentraciones de desde el 0,5% en volumen y el compuesto
viscosificante es preferiblemente hidroxietilcelulosa (HEC).
El viscosificador polimérico muestra diversas
ventajas con respecto a los agentes tensioactivos habituales,
puesto que aquellos pueden alterar la humectabilidad de la roca,
emulsionarse cuando se ponen en contacto con aceite o precipitar si
son incompatibles con la formación de agua. Además, la cantidad del
viscosificador polimérico es inferior a la del agente tensioactivo
del mismo grado viscosificante.
El documento US 5183581 del solicitante enseña un
procedimiento para la desparafinación de los yacimientos de gas
natural y enseña un procedimiento basado en una emulsión / sistema
de generación de nitrógeno diseñado para la desparafinación de los
yacimientos de gas natural con la ayuda de gas nitrógeno y calor
generado por la reacción entre disoluciones acuosas de sales
inorgánicas de nitrógeno en presencia de un disolvente orgánico
emulsionado. Los depósitos de parafina normalmente se forman de
cadenas hidrocarbonadas saturadas, preferiblemente lineales, de
C_{16} a C_{80} en adición con hidrocarburos ramificados,
asfaltenos, agua y diversas sustancias minerales. El fenómeno de
deposición o precipitación de cera sólida es un ejemplo de
equilibrio de fases líquida / sólida, que puede explicarse a la luz
de los principios de la termodinámica de disoluciones, es decir, la
disolución de un hidrocarburo de peso molecular superior en
hidrocarburos de peso molecular inferior que funcionan como
disolventes. Es decir, los sólidos de peso molecular alto
precipitan siempre que se reduzca la capacidad de transporte del
compuesto que funciona como disolvente para el líquido.
El documento US 5580391 del solicitante enseña un
procedimiento para la limpieza termoquímica de tanques de
almacenamiento que contienen lodos procedentes de aceite de
petróleo o productos relacionados. El procedimiento se lleva a cabo
mediante la acción combinada de un disolvente orgánico y la
generación de gas nitrógeno y calor, producidos por medio de
calentamiento in situ, agitación mediante turbulencia y
flotación del lodo fluidizado, que tras recogerse y transferirse a
tanques o unidades de desalinización, pueden reintroducirse en el
flujo de refinado habi-
tual.
tual.
La patente de los EE.UU. 5539313 del solicitante
enseña un procedimiento para la desparafinación termoquímica de los
conductos de transmisión de hidrocarburos, que comprende el
tratamiento del conducto que contiene cera con una emulsión de agua
en aceite, concurrentemente al flujo de producción. La emulsión
contiene reactivos inorgánicos que generan nitrógeno y calor, que
fluidizan el depósito de parafina que más tarde sale por los lechos
de limpieza.
Por tanto, la bibliografía indica, por una parte,
esfuerzos para fluidizar los hidratos de gas incorporando un
aditivo a la corriente de petróleo o gas, de manera que se alteren
las condiciones termodinámicas de la formación del hidrato. Por
otra parte, el solicitante ha desarrollado un fluido de tratamiento
de generación de nitrógeno y calor (el fluido SGN) que, mediante la
generación de nitrógeno y calor puede alterar posiblemente las
condiciones termohidráulicas de la formación de hidratos, de manera
que se disuelvan los hidratos que se forman en los pozos de
producción, los pozos de inyección o los depósitos, así como los
formados en los conductos de gas sometidos a condiciones de
formación de hidratos.
La presente invención se refiere a un
procedimiento para el control termohidráulico de los hidratos de
gas formados a partir de gases de hidrocarburos de bajo punto de
ebullición, por ejemplo, hidrocarburos de
C_{1}-C_{7}puestos en contacto con agua, en
condiciones termohidráulicas que conducen a la formación de
hidratos, en el que se obtiene un fluido espumado basado en una
disolución acuosa de sales de nitrógeno diseñado para generar
nitrógeno y calor, viscosificándose la disolución acuosa con la
ayuda de un polímero de celulosa no iónico de alto peso molecular,
para poner en contacto el hidrato con el fin de disolverlo. La
generación de espuma in situ con liberación simultánea de
calor y disminución de la presión hidrostática del sistema altera
las condiciones termohidráulicas a las que se somete el hidrato,
proporcionando la disolución o la disociación del hidrato en agua y
gas.
En condiciones diferentes de algún modo para el
control de los hidratos de gas, no hay necesidad de viscosificar el
sistema SGN, aplicándose entonces como una disolución de generación
de nitrógeno y calor.
El concepto básico de la presente invención
comprende la generación de espuma in situ con liberación
simultánea de calor y/o reducción de la presión hidrostática de las
tuberías que contienen líquido, por lo que se alteran las
condiciones termohidráulicas a las que se somete el hidrato, de
manera que se disuelva el hidrato en sus constituyentes, es decir,
agua y gas.
El procedimiento de la presente invención para el
control termohidráulico de la formación de los hidratos de gas en
un pozo de producción comprende, para el modo SGN / espuma, las
etapas siguientes:
- a)
- preparar en un único recipiente una disolución acuosa equimolar de cloruro de amonio y nitrito de sodio de concentración entre 2,0 y 4,5 molar determinada según la etapa a);
- b)
- viscosificar la disolución salina de b) con hidroxietilcelulosa a una concentración de entre el 0,3 hasta el 1,2% en peso/volumen manteniendo el pH entre 8,0 y 8,3;
- c)
- preparar por separado una disolución del activador de ácido acético al 40% en volumen;
- d)
- añadir entre el 1 y el 2% en volumen de activador de la etapa d) a la disolución acuosa viscosificada, de manera que se genere un fluido de gas nitrógeno espumado y viscosificado;
- e)
- bombear el fluido que genera nitrógeno y calor espumado y viscosificado de la etapa e) a través de un tubo flexible para poner en contacto el fluido espumado y viscosificado con el hidrato de gas y disolver el hidrato de gas mediante el aumento de la temperatura y la reducción de la presión;
- f)
- recuperar los fluidos usados y separar la fase acuosa en un separador.
En la etapa e), el fluido puede bombearse a
través de un tubo flexible colocado en el interior de una tubería
de producción.
La concentración de sales de nitrógeno necesaria
para preparar la disolución que genera nitrógeno y calor para
ponerse en contacto con el hidrato de gas puede determinarse usando
estudios de reacción cinética.
En el modo SGN / disolución, el fluido de
tratamiento comprende una disolución de las sales que generan
nitrógeno y calor añadidas sólo con la cantidad necesaria de ácido
acético e inyectadas en un pozo sometido a un funcionamiento de
inyección alterna de agua y gas.
En las tuberías que transportan hidrocarburos
ligeros en las que una corriente húmeda está en las condiciones de
formación de hidratos, el fluido de tratamiento SGN / disolución se
inyecta a través de la tubería o conducto, alterando el contacto
del fluido de tratamiento y el fluido de flujo las condiciones
termohidráulicas de formación de hidratos, de manera que se
disuelvan los hidratos y se restaure el flujo dentro de la
tubería.
Por tanto, la presente invención prevé un sistema
de generación de nitrógeno para el control termohidráulico de los
hidratos de gas formados durante la producción de aceite de
petróleo a partir de pozos submarinos, principalmente de pozos en
aguas profundas.
La presente invención prevé además un sistema de
generación de nitrógeno para evitar que se formen hidratos de gas
durante la inyección de agua en los pozos submarinos.
Además, la presente invención prevé un sistema de
generación de nitrógeno para el control termohidráulico de los
hidratos de gas formados en conductos o tuberías que transportan
fluidos de petróleo desde alta mar hasta instalaciones
costeras.
La presente invención contempla además el control
de los hidratos de gas formados a partir de gases de hidrocarburos
ligeros, tales como el gas natural, y agua, en las condiciones que
favorecen la formación de hidratos, transportándose los gases de
hidrocarburos en conductos o tuberías.
Por tanto, la presente invención prevé un
procedimiento basado en el sistema de generación de nitrógeno para
el control termohidráulico de los hidratos de gas formados en
condiciones termohidráulicas que favorecen la formación de hidratos
de gas, formándose estos a partir de gases de hidrocarburos
C_{1}-C_{7} y agua, formándose estos hidratos
durante las operaciones de producción, inyección o transporte de
los fluidos de petróleo, así como en las operaciones relacionadas
con el gas natural.
La presente invención prevé un procedimiento para
el control de los hidratos de gas ya formados o cuya formación
potencial está indicada en vista de la combinación de las
condiciones termohidráulicas que favorecen la formación de estos
hidratos.
El presente procedimiento, tal como se describe y
reivindica en la presente solicitud, no está descrito ni sugerido
en la bibliografía.
La figura 1 es un diagrama de fases del hidrato
de gas sometido a SGN / espuma.
La figura 2 es un diagrama de flujo simplificado
del modo de la presente invención diseñado para el control
termohidráulico de los hidratos de gas mediante SGN / espuma.
La figura 3 es una ilustración esquemática del
simulador físico usado para simular la generación de espuma in
situ según la presente invención.
La figura 4 es un diagrama de flujo simplificado
del modo de la presente invención diseñado para el control
termohidráulico de los hidratos de gas mediante SGN /
disolución.
La figura 5 es un diagrama de fases del hidrato
de gas sometido a SGN / disolución.
En la presente memoria descriptiva, la expresión
"control del hidrato de gas" significa, o bien la eliminación
de los tapones de hidrato de gas ya formados o la prevención de su
formación.
Según el método SGN, la generación de nitrógeno y
calor se realiza mediante la reacción de un nitrito y los iones
amonio presentes en una disolución acuosa de estas sales, de las
que se obtiene gas nitrógeno y calor. La disolución acuosa que
genera nitrógeno y calor contiene: a) un compuesto que contiene al
menos un átomo de nitrógeno al que se une al menos un átomo de
hidrógeno, pudiendo oxidarse tal compuesto rápida y exotérmicamente,
en una disolución acuosa ácida, para dar calor, gas nitrógeno y
subproductos que son líquidos o están disueltos, aunque
sustancialmente inertes para el pozo o para cualquier equipo con
los que estos productos puedan entrar en contacto; b) al menos un
agente oxidante que pueda oxidar el compuesto de nitrógeno de a); c)
un sistema tampón que pueda mantener el pH de la disolución en un
nivel de aproximadamente 5,0 o menos. Tal como se aplica en la
presente invención, el sistema de reacción puede comprender además
un agente viscosificante que puede ser cualquier gel o polímero
hidrosoluble que pueda aumentar la viscosidad eficaz de la espuma
generada.
En otras aplicaciones, el SGN puede aplicarse
únicamente como una disolución acuosa, sin la adición de ningún
agente viscosificante ni tensioactivo.
Pese al hecho de que pueden usarse varios pares
de oxidación - reducción para preparar la disolución acuosa que
genera nitrógeno y calor de la presente invención, tal como urea -
hipoclorito de sodio, urea - nitrito de sodio, cloruro de amonio e
hipoclorito de sodio o cloruro de amonio - nitrito de sodio, es
este último el par preferido para usarse en el presente
procedimiento para el control termohidráulico de los hidratos de
gas. La elección de este par particular se debe al hecho de que
sólo este par proporciona un fácil control de la reacción, alta
exotermicidad, sensibilidad al pH del medio, además de dar
subproductos no corrosivos.
El sistema tampón c) consiste en una disolución
acuosa de ácido acético al 40% vol/vol (o más) y el agente
viscosificante, siempre que se emplee, es preferiblemente
hidroxietilcelulosa (HEC) de alto peso molecular que funciona
secundariamente como un agente tensioactivo. Una de las ventajas de
utilizar HEC es que este compuesto potencia una mayor viscosidad de
la espuma en peso de un agente tensioactivo correspondiente.
Además, la estabilidad de la espuma se mejora cuando se usa
HEC.
El agua utilizada en la preparación de la
disolución de sales de nitrógeno puede ser cualquier agua
industrial de buena calidad, estando el pH en el intervalo de 6 a
8. Preferiblemente, el agua está libre de iones férricos.
La reacción entre los compuestos que generan
nitrógeno comprende las etapas de disolución del reactivo,
formación del complejo NH_{4}^{+}NO_{2} y conversión
adicional del completo en gas nitrógeno y agua. La velocidad de
reacción de descomposición puede someterse a variaciones en el caso
en el que la especie de hidrógeno ácido (H^{+}) se introduce en
el medio. Por tanto, la ecuación que describe la velocidad de
reacción depende de la concentración de los iones amonio, nitrito e
hidrógeno ácido. Otros parámetros importantes, tales como la
temperatura, la agitación y la viscosidad, están asociados con el
grado de proximidad de las especies químicas nitrito y amonio en la
formación del complejo. Por otra parte, la presión, la temperatura
y la solubilidad regulan el estado del gas producido (PVT).
La reacción de generación de nitrógeno indica una
estequiometría equimolar entre el cloruro de amonio y el nitrito de
sodio. Normalmente, la molaridad será de entre 0,5 y 4,5.
El pH influye en la velocidad de reacción, puesto
que el mecanismo de la reacción comprende el efecto del ión
hidrógeno H^{+} en la etapa del complejo activado. Los valores
óptimos de pH están entre 4,75 y 5,50.
La viscosidad del medio afecta a la velocidad de
reacción: cuanto más alta es la viscosidad mayor es el tiempo de
duración de la reacción.
Aunque la disolución del reactivo es endotérmica,
la generación de nitrógeno es altamente exotérmica, con liberación
de 70 - 75 kcal por mol de reactivo consumido, siendo la
exotermicidad favorable para el control de los hidratos de gas,
independientemente de las circunstancias en las que se hayan
formado: pozo de producción, pozo de inyección, depósito o
conducto.
El sistema de generación de nitrógeno tal como se
aplica en la presente invención puede comprender un fluido que
genere calor y nitrógeno viscosificado con un polímero no iónico de
alto peso molecular, tal como la hidroxietilcelulosa. Este modo se
denomina entonces SGN / espuma.
El sistema de generación de nitrógeno puede
comprender igualmente un fluido que genere calor y nitrógeno en
disolución. Este modo se denomina entonces SGN / disolución.
Este modo para el control de los hidratos de gas
se aplica principalmente a la eliminación de los hidratos de gas ya
formados, por ejemplo en un pozo de producción. Sin embargo, este
modo puede aplicarse igualmente para evitar la formación de tapones
de hidrato de gas.
La figura 1 adjunta es un diagrama de fases que
ilustra el desplazamiento del hidrato de gas a la fase agua + gas.
En condiciones de alta presión y baja temperatura, los
constituyentes agua + gas forman tapones de hidrato. Mediante la
aplicación del tratamiento SGN / espuma, la presión se reduce y la
temperatura aumenta, de manera que los constituyentes del hidrato
vuelven al estado agua + gas.
Es bien conocido que a medida que la producción
avanza en un pozo de producción submarino, el aceite pesado se
separa del gas. Cuando se inicia la inyección de agua y en
presencia de las bajas temperaturas submarinas, se establecen las
condiciones termohidráulicas para la formación de los tapones de
hidrato y puede dificultarse la producción de petróleo.
El modo de la presente invención que hace uso del
fluido que genera calor y nitrógeno viscosificado con un polímero
no iónico emplea el fluido SGN / espuma. La aplicación de este
procedimiento, por ejemplo, a una formación de hidratos de gas por
ejemplo cerca de un árbol de Navidad húmedo (WCT) (conjunto de
válvulas, manómetros, etc., en la cabeza de la tubería para
controlar el petróleo que sale) comprende básicamente bombear una
cantidad mínima de fluido SGN previamente viscosificado con un
polímero, tal como hidroximetilcelulosa (HEC) de alto peso
molecular, y activado en el flujo, inyectándose el fluido a través
de un tubo flexible cuyo extremo se coloca inmediatamente por encima
de la parte superior del tapón de hidrato, de manera que se
potencie la intensa generación de espuma en tal tapón.
La aplicación de la tecnología SGN / espuma al
campo de producción de petróleo está precedida normalmente por la
evaluación de la cinética de la reacción a escala de laboratorio. A
continuación, los datos obtenidos se introducen en un simulador
numérico que diseñará el procedimiento de funcionamiento de campo a
partir de los datos de composición, volumen y velocidad del flujo
del fluido SGN / espuma.
La figura 2 adjunta ilustra el esquema básico del
funcionamiento de bombeo y circulación de SGN / espuma para un pozo
de producción submarino en su etapa de intervención o completación.
En esta etapa, el fluido de completación está dentro de la tubería
(7) de producción con el fin de controlar la presión hidrostática
del pozo. En la condición de aplicación del fluido SGN / espuma, no
hay flujo de petróleo, puesto que el tapón de hidrato evita el flujo
de petróleo. Con respecto a su localización, según la figura 2, el
hidrato de gas puede formarse en los alrededores, es decir, por
encima o por debajo del WCT, debido a la reducción repentina de la
temperatura como función de las bajas temperaturas del fondo del
mar. En la figura 2 se muestra la tubería (7) de producción, un
conducto flexible o tubo (4) flexible, un árbol (9) de Navidad
húmedo, la chimenea (10) y el hidrato (11) de gas formado.
La disolución que genera nitrógeno y calor
diseñada para trabajar sobre los bloques o tapones de hidrato se
prepara a partir de NH_{4}Cl y NaNO_{2} en cantidades
equimolares. La disolución se viscosifica con la ayuda de
hidroxietilcelulosa (HEC) de alto peso molecular. El fluido (1) SGN
viscosificado así obtenido se mezcla con el flujo al activador (2),
de manera que dé fluido (12) SGN / espuma viscosificado y activado,
que se inyecta a través del tubo (4) flexible a la concentración
previamente establecida que se ha determinado basándose en los
estudios cinéticos.
El fluido (12) SGN / espuma viscosificado y
activado desencadena la generación de espuma en el flujo a través
de todo y hasta el extremo inferior del tubo (4) flexible,
alcanzando finalmente la región de formación probable del hidrato
(11). Como consecuencia del calor liberado y de la expansión del
fluido producida por el fluido SGN / espuma, la presión hidrostática
de la chimenea (10) se reduce, recuperándose el fluido espumado y
el fluido de completación acuoso. El aumento de la temperatura y la
reducción de la presión que resultan del fluido de SGN /espuma
alteran las condiciones de temperatura y presión que hicieron
posible la existencia de un tapón o bloque de hidrato, de manera
que tal tapón tiende a convertirse en gas y agua disociados. Tras la
inyección del fluido SGN / espuma, la producción de petróleo debe
reanudarse enseguida, entre 30 y 60 minutos, de manera que se evite
el enfriamiento de los componentes del hidrato disuelto.
Cuando se encuentra con el posible tapón (11) de
hidrato de gas, el fluido (12) SGN / espuma funciona según tres
formas diferentes:
- i)
- genera calor a través de la reacción entre las sales de nitrógeno, NH_{4}Cl y NaNO_{2}, de manera que se desplace el equilibrio del diagrama de fases hacia la situación de agua + gas;
- ii)
- reduce la presión hidrostática formando una espuma de baja densidad;
- iii)
- la espuma formada elimina mecánicamente las partes de hidrato.
De esta forma, se modifican las condiciones
termohidráulicas que favorecen la formación de los tapones o
bloques de hidrato, disociándose los tapones o bloques en agua y
gas, de manera que se reanude en última instancia la producción de
aceite de petróleo.
Como resultado de la acción o el tratamiento con
el fluido SGN / espuma, se obtiene un fluido (13) usado. El fluido
(13) usado puede recuperarse de dos formas diferentes:
- i)
- a través de la propia tubería (7) de producción;
- ii)
- a través del espacio existente entre la tubería (7) de producción y la chimenea (10).
El fluido (13) usado se dirige al separador (14)
trifásico de aceite / gas, donde la fase acuosa se separa de la
fase de aceite.
Una ventaja adicional del presente procedimiento
es que la presión inferior hace que se induzca surgencia, de manera
que el pozo puede alcanzar valores de velocidad de flujo completos
más rápidamente de lo que lo haría sin la inyección del fluido SGN
/ espuma.
Además, el fluido usado de fluido SGN / espuma
contiene sales que hacen más difícil que se formen de nuevo los
bloques de hidrato de gas.
Tal como se describió anteriormente en el
presente documento, la disolución de sales de generación de
nitrógeno y gas normalmente está constituida por cloruro de amonio
y nitrito de sodio, la denominada "disolución de C + N", que
ha de prepararse en un único recipiente. Con el fin de obtener una
espuma de excelente estabilidad, la concentración recomendada para
los reactivos nitrogenados en el modo SGN /espuma puede variar
entre límites amplios, pero preferiblemente está entre 2,0 y 4,5
molar, siendo 3,0 molar una concentración preferida para cada una
de las sales de nitrógeno.
Las disoluciones acuosas que constituyen el
fluido para el control de los hidratos de gas se viscosifican con
hidroxietilcelulosa (HEC) de alto peso molecular en una
concentración del 0,3 al 1,2% en peso/volumen. Tras añadir el agente
viscosificante HEC, el pH de la disolución se ajusta permanentemente
a valores de entre 7,4 y 7,7, preferiblemente, de 7,5, con la ayuda
de una disolución acuosa al 50% en peso de hidróxido de sodio.
La preparación de la disolución de C + N
comprende, en un caso habitual:
La disolución así preparada se viscosifica con un
agente viscosificante polimérico, tal como hidroxietilcelulosa HEC.
El agente viscosificante se añade a la disolución de C + N con
agitación moderada a una concentración de 9,6 gramos/litro (80
lb/gal), seguido por un ajuste de pH hasta valores de entre 8,0 y
8,3 con la ayuda de disolución de NaOH al 50% en peso. Para este
polímero, se calcula que el periodo de hidratación está entre 2 y 3
horas. Las características de la disolución final son las
siguientes:
La cinética de la reacción de generación de calor
y nitrógeno en presencia de espuma se ha determinado a escala de
laboratorio basado en el seguimiento de la generación de espuma en
un cilindro graduado, en condiciones ambientales y agitación
magnética moderada, midiéndose simultáneamente el pH, la temperatura
y el volumen de la espuma. La disolución de C + N se viscosifica
con HEC a una concentración de 9,6 gramos/litro o de 9,6 kg/m^{3}
(80 lb/gal); la adición del activador se ha realizado
inmediatamente después de la transferencia del fluido al cilindro
graduado.
Las tablas 1 y 2 siguientes enumeran los
principales parámetros de la reacción cuando se usa un 1% y un 2%,
respectivamente, de ácido acético al 50% como activador.
La viabilidad del presente procedimiento para el
control termohidráulico de los hidratos de gas mediante SGN /
espuma se comprueba mediante una simulación física de la generación
y la circulación de la espuma. Para ello, se monta un simulador
físico a escala de laboratorio según la figura 3.
Básicamente, el simulador físico comprende dos
tubos de vidrio largos, que están colocados concéntricamente. El
funcionamiento del simulador físico es el siguiente:
El fluido (1) SGN viscosificado tal como se
describió anteriormente en el presente documento se bombea a una
velocidad constante con una bomba Varistaltic (bomba peristáltica)
y al mismo tiempo, el activador (2) se bombea a través del mismo
conducto, a una cierta razón del activador (2) con respecto al
fluido (1) SGN viscosificado. El fluido viscosificado y activado
así obtenido se bombea mediante bombas (3) Varistaltic a través de
todo el tubo (4) flexible desde el que el fluido puede entrar en
contacto, en una situación de campo real, con el hidrato de gas. En
el simulador físico, el fluido (1) SGN viscosificado reacciona de
manera que se genere una espuma (5) y que dé lugar al calor
necesario para desplazar, en el diagrama de fases, el hidrato hacia
la fase de agua + gas. Una vez completa la reacción, la espuma (6)
de retorno se dirige hacia la tubería (7) de producción y se recoge
en un recipiente adecuado, un depósito (8).
Dispositivos adicionales, tal como manguitos
flexibles y recipientes de vidrio, también forman parte del
simulador físico. El bombeo del fluido viscosificado y el activador
se sincronizan debidamente y la evolución de la espuma, así como la
recuperación del fluido original contenido en el simulador (por
ejemplo, un fluido de completación) se monitorizan durante la
prueba.
Las características de la prueba de simulación
son las siguientes:
El trabajo del simulador físico a escala de
laboratorio demuestra que un fluido SGN viscosificado conduce a
calor y espuma que son adecuados para el control de los hidratos de
gas en los aceites de producción de petróleo.
Por tanto, el presente procedimiento posee las
características necesarias que hacen que sea adecuado para el
control de los hidratos de gas formados en una tubería de
producción relacionada con un pozo submarino.
El fluido SGN / espuma para el control de los
hidratos de gas según el procedimiento termohidráulico de la
presente invención puede aplicarse mediante una torre de
perforación de completación o un recipiente de estimulación. El
control del procedimiento es excelente en la etapa de preparación de
la disolución C + N, así como en la etapa de bombeo simultáneo del
fluido SGN y el activador con una bomba cromatográfica. Debe
observarse que el contenido de ácido acético utilizado es diferente
del de otras aplicaciones de SGN en vista de la alcalinización de
la disolución de sales de nitrógeno en la etapa de viscosificación
de la disolución de C + N.
Además, las pruebas de simulación física para el
procedimiento de generación de espuma in situ a partir de
SGN previamente viscosificado corroboran la viabilidad técnica del
procedimiento inventivo, puesto que indican más del 70% de
recuperación del fluido original. La alta calidad y estabilidad para
la espuma generada garantiza una reducción de presión significativa
de la presión hidráulica en la tubería de producción. La generación
de calor etapa a etapa ayuda, no sólo a la disociación del tapón de
hidrato, sino a evitar también que se vuelva a formar más
tarde.
En situaciones tales como la técnica de inyección
alterna de agua y gas (WAG) en los pozos de inyección submarinos,
es común que se satisfaga la combinación termohidráulica para la
formación de hidratos de gas. Esto se debe a la inyección de agua
combinada con las bajas temperaturas submarinas y a que los gases de
hidrocarburos favorecen las condiciones para la formación de tapones
de hidratos de gas.
Por tanto, la invención prevé un procedimiento
para el control termohidráulico de los hidratos de gas en
condiciones de formación de hidrato de gas dentro de un pozo de
petróleo mediante el uso de un sistema de generación de nitrógeno /
disolución, procedimiento que comprende:
- a)
- añadir entre el 1 y el 2% en volumen de una disolución del activador de ácido acético que tiene una concentración del 40% en volumen a una disolución acuosa equimolar de cloruro de amonio y una nitrito de sodio que tiene una concentración de entre 0,5 y 4,5 molar para obtener un fluido que genere nitrógeno y calor;
- b)
- bombear el fluido que genera gas nitrógeno y calor de a) al interior de un depósito del pozo produciendo así el calentamiento del depósito;
- c)
- permitir al fluido que genera nitrógeno y calor un tiempo de permanencia suficiente de manera que se evite la formación de tapones de hidrato de gas como consecuencia del aumento de la temperatura cuando el gas natural se inyecta en el depósito;
- d)
- retirar el fluido usado.
En vista de la frecuente aparición de tapones de
hidratos de gas en tales condiciones, el control de tales tapones
puede llevarse a cabo de manera preventiva usando el fluido de
tratamiento SGN / disolución, donde la combinación de calor, gas
nitrógeno y alta salinidad del fluido evitan que se formen los
tapones de hidrato de gas. Con seguridad, el fluido SGN / disolución
también puede utilizarse para disolver los tapones de hidrato de
gas ya formados. Una aplicación habitual del modo SGN / disolución
se ilustra en la figura 4, que representa un pozo de inyección
sometido a un tratamiento WAG que puede generar las condiciones
para la formación del hidrato de gas. A grandes rasgos, el fluido de
tratamiento SGN / disolución sigue la etapa de inyección de agua,
se deja para que reaccione y después de un periodo de tiempo
suficiente, se inyecta gas según el sistema WAG.
De este modo, la disolución acuosa que contiene
sales de nitrógeno que generará gas nitrógeno y calor se usará sin
ningún otro aditivo aparte del activador. Las disoluciones acuosas
de molaridad entre 0,5 y 4,5 se preparan en un único recipiente de
mezclado, se bombean con la ayuda de una bomba tricilíndrica y se
activan en el flujo mediante ácido acético al 0,4 a 1,2% vol/vol,
por ejemplo, 1,0% vol/vol añadido mediante una bomba de velocidad
controlada. Desde un tubo (4) flexible instalado en el árbol de
Navidad húmedo (WCT) (9), el fluido (15) SGN / disolución activado
entra en contacto con el depósito a través de los inyectores (16),
entrando entonces el fluido (15) en el depósito y generando el calor
necesario para evitar la formación de los tapones de hidrato de
gas. Por tanto, el fluido de tratamiento de SGN / disolución crea
nuevas condiciones de temperatura que previenen la formación de los
tapones de hidrato de gas, puesto que en esas condiciones de
temperatura, los constituyentes del hidrato, el agua y el gas, se
mantienen en el estado disuelto.
El fluido de tratamiento de SGN / disolución se
puede aplicar igualmente a la formación de los tapones de hidrato
de gas en los conductos o tuberías que transportan hidrocarburos.
Estos tapones pueden formarse siempre que en un conducto que
transporta hidrocarburos líquidos, la fase gaseosa se separa de la
líquida. En condiciones de alta presión y baja temperatura, por
ejemplo en las tuberías submarinas situadas en aguas frías, existe
la posibilidad de formación de hidratos.
Los conductos que transportan gases muestran la
misma posibilidad, pudiéndose condensar cualquier cantidad de
humedad presente en los conductos, con los gases que se
transportan, de manera que se formen los tapones de hidrato de
gas.
En un pozo de inyección a una presión de
inyección de agua de 280 kg/cm^{2} (4000 psi) a temperaturas de
inyección de agua de aproximadamente 10ºC en el radio de
penetración del depósito, se considera que se cumplen las
condiciones para la formación de un hidrato de gas en el pozo. La
técnica WAG se utiliza ampliamente en los pozos de inyección.
Cuando se alterna la inyección de agua a bajas temperaturas a
presiones relativamente altas y gas, se considera que se cumplen
prácticamente las condiciones para la formación de los hidratos de
gas. Es un hecho que en tales condiciones termohidráulicas, las
propiedades de permeabilidad porosa del depósito llegan a alterarse.
Como puede observarse en el diagrama de fases de la figura 5, la
condición para la disolución del hidrato de gas que puede formarse
debe obtenerse necesariamente a partir de un aumento en la
temperatura, puesto que en tales condiciones, la presión es un
parámetro difícil de alterar. Por tanto, el tratamiento con SGN /
disolución estará dirigido principalmente a proporcionar el aumento
en la temperatura destinado a evitar la formación o a disolver
cualquier hidrato que pudiera formarse en el pozo de inyección.
Con el fin de obtener datos numéricos sobre una
aplicación de SGN / disolución en un pozo de inyección, se ha
empleado un software STAR. En el área de la recuperación secundaria
de petróleo, este software es un simulador termodinámico bien
conocido que tiene un componente químico cinético. Según este
software, una vez se ha definido el depósito y el fluido que ha de
inyectarse en el depósito, se proporcionan los datos sobre el
comportamiento del fluido inyectado según las condiciones
preestablecidas.
El simulador STAR emplea el concepto de elemento
de volumen o elemento de roca, representando cada elemento un corte
vertical del depósito a una distancia determinada del pozo. Los
elementos se miden en pies. La tabla 3 a continuación enumera, para
un pozo de inyección, los resultados para la simulación de la
inyección de un volumen de 2.000 metros cúbicos de fluido SGN /
disolución de concentración 0,9 moles/litro a una velocidad de 4,5
metros cúbicos/minuto, durante 7,5 horas. Se supone que a una
distancia radial de 9 pies, la influencia de la posible formación
de un hidrato de gas no altera la inyectividad del pozo. Por tanto,
con el uso del fluido SGN / disolución, debe lograrse una condición
en la que, para el elemento situado radialmente a 9 pies del pozo,
la temperatura sea superior a 20ºC a una presión de 280ºC, siendo
éstas las condiciones termohidráulicas para la formación del
hidrato de gas.
En la tabla 3 siguiente, el término
"acontecimiento" significa:
- i)
- la situación de temperatura tras detenerse la inyección de agua de mar. La temperatura del agua del mar es de 10ºC, que en contacto con la temperatura del pozo de 80 - 90ºC, alcanza los 20ºC;
- ii)
- la situación de la temperatura tras detenerse el bombeo de SGN / disolución a 0,9 moles/litro (7,5 horas);
- iii)
- la situación de la temperatura tras el tiempo de impregnación para el funcionamiento del fluido SGN / disolución (tiempo de impregnación de 2,5 horas, siendo el tiempo total de tratamiento de 10 horas);
- iv)
- inyección continua de gas natural: tras el tiempo de impregnación se lleva a cabo la inyección de gas natural durante 1,5 días, siendo el tiempo de tratamiento global de 48 horas o 2 días. La columna que indica 36 horas y 48 horas desde el comienzo del tratamiento con el fluido muestra la condición de disolución del hidrato de gas para la distancia radial de 9 pies, puesto que la temperatura es superior a 20ºC, una condición que no permite la existencia de tapones de hidrato de gas.
Los datos de la tabla 3 demuestran que entre las
24 y las 36 horas tras el comienzo del tratamiento con SGN es
posible lograr temperaturas más allá de las temperaturas de
formación de los hidratos de gas a una distancia radial de 2,7 m (9
pies) en el pozo de inyección. Por tanto, la onda de calor generada
por el fluido de tratamiento de SGN / disolución se transmite de tal
forma a través de todo el pozo de inyección de manera que tras un
tiempo de impregnación suficiente, las condiciones térmicas que
conducirían a la formación de los tapones de hidrato de gas dejan
de existir, de manera que se evita la formación de tales
tapones.
En caso de que el hidrato de gas ya se haya
formado, el fluido SGN / disolución puede remediar fácilmente la
condición térmica. Debe tenerse cuidado en relación con el control
de la presión de inyección del fluido SGN / disolución, ya que la
presencia del hidrato altera la permeabilidad del depósito.
Por tanto, los diversos modos del fluido de
tratamiento, es decir, SGN / espuma y SGN / disolución representan
una herramienta versátil para la prevención, así como para el
tratamiento correctivo de las diversas condiciones de formación de
tapones de hidratos de gas, ya sea en pozos de producción, pozos de
inyección o en tuberías que transportan hidrocarburos líquidos o
gaseosos.
Claims (10)
1. Procedimiento para el control termohidráulico
de los hidratos de gas en las condiciones de formación del hidrato
de gas dentro de un pozo de petróleo mediante el uso del sistema de
generación de nitrógeno / espuma, procedimiento que comprende:
- a)
- viscosificar una disolución acuosa equimolar de cloruro de amonio y nitrito de sodio que tiene una concentración de entre 2,0 y 4,5 molar con hidroxietilcelulosa que tiene una concentración de entre el 0,3 y el 1,2% en peso/volumen manteniendo el pH en un valor de entre 8,0 y 8,3;
- b)
- añadir entre el 1 y 2% en volumen de una disolución del activador de ácido acético que tiene una concentración del 40% en volumen a la disolución viscosificada acuosa de la etapa a) para obtener un fluido espumado y viscosificado que genere gas nitrógeno y calor;
- c)
- poner en contacto el fluido espumado y viscosificado que genera gas nitrógeno y calor de la etapa b) con el hidrato de gas, produciendo así la disolución del hidrato de gas como consecuencia del aumento de la temperatura y la reducción de la presión;
- d)
- recuperar el fluido usado y separar la fase acuosa.
2. Procedimiento según la reivindicación 1, en el
que el pozo de petróleo es un pozo de producción.
3. Procedimiento según la reivindicación 1 ó 2,
en el que el hidrato de gas está presente por encima de un árbol de
Navidad húmedo del pozo de petróleo.
4. Procedimiento según la reivindicación 1 ó 2,
en el que el hidrato de gas está presente por debajo de un árbol de
Navidad húmedo del pozo de petróleo.
5. Procedimiento según una cualquiera de las
reivindicaciones 1 a 4, en el que el fluido de la etapa b) se forma
en una tubería unida a un sistema de explotación de petróleo.
6. Procedimiento según una cualquiera de las
reivindicaciones 1 a 4, en el que el fluido de la etapa b) se forma
en una tubería para el transporte de fluidos líquidos y fluidos
gaseosos.
7. Procedimiento para el control termohidráulico
de los hidratos de gas en las condiciones de formación del hidrato
de gas dentro de un pozo de petróleo mediante el uso de un sistema
de generación de nitrógeno/ disolución, comprendiendo el
procedimiento:
- a)
- añadir entre el 1 y el 2% en volumen de una disolución del activador de ácido acético que tiene una concentración del 40% en volumen a una disolución acuosa equimolar de cloruro de amonio y nitrito de sodio que tiene una concentración de entre 0,5 y 4,5 molar para obtener un fluido que genere nitrógeno y calor;
- b)
- bombear el fluido que genera gas nitrógeno y calor de a) al interior de un depósito del pozo produciendo así el calentamiento del depósito;
- c)
- permitir al fluido que genera nitrógeno y calor un tiempo de permanencia suficiente de manera que se evite la formación de tapones de hidrato de gas como consecuencia del aumento en la temperatura cuando el gas natural se inyecta en el depósito;
- d)
- retirar el fluido usado.
8. Procedimiento según la reivindicación 7, en el
que se disuelven los hidratos de gas existentes.
9. Procedimiento según la reivindicación 7 u 8,
en el que se controlan los hidratos de gas en un pozo de petróleo de
inyección.
10. Procedimiento según la reivindicación 7 u 8,
en el que el calentamiento con el fluido que genera nitrógeno y
calor se realiza en un depósito de petróleo.
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