OBJETIVO. Máxima Producción Máximo Factor de Recobro Menor Tiempo. Clean Pipe Technology Consulting Services Supply

Transcripción

1 OBJETIVO Clean Pipe Technology Máxima Producción Máximo Factor de Recobro Menor Tiempo

2 ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA PRODUCCIÓN

3 TRES HERRAMIENTAS BÁSICAS PARA EVALUAR EL COMPORTAMIENTO DE UN POZO: 1. Diagnosticar las anomalías en relaciones tasa-caída de presión para las diferentes etapas o nodos: a) Zona cercana al pozo-fondo de pozo b) Fondo de pozo-cabezal c) Cabezal-estación de separación 2. Estudio de resultados de pruebas de pozos para evaluar el potencial y determinar el factor de daño, estableciendo las restricciones en la zona cercana al pozo. 3. Estudio de registros de producción para describir la distribución de flujo dentro del hoyo, y para detectar otras anomalías en la completación.

4 DIAGNÓSTICO Baja permeabilidad natural Baja presión del yacimiento Baja presión de fondo fluyente Área de drenaje reducida Ubicación del pozo en el área de drenaje de otro Espesor pequeño de la arena (compartamentalización, pinch out) Alta viscosidad del crudo Daño a la formación Depositación de Organicos: Parafinas Depositación de Inorganicos: Escamas Declinación Mecánica por corrosión

5 DIAGNÓSTICO

6 ACCIONES MÉTODOS PREVENTIVOS Fracturamiento hidráulico Recañoneo Inyección continua de producto químico Tratamiento térmico con Gas Revestimiento de interno de tubulares MÉTODOS CORRECTIVOS Limpieza mecánica Forzamiento de solventes aromáticos Tratamiento térmico con Gas

7 PRODUCTIVIDAD = MAS INGRESOS CON MENOS RECURSOS Menor caída de presión sistema radio drenaje-hoyo pozo Menor caída de presión en el sistema pozo-superficie Mayor confiabilidad y operación integrada del sistema producción pozo superficie Tasa de Producción Ingresos Tecnologías Mejoramiento Esquemas dilución Control selectivo de producción en subsuelo Calidad Crudo PI = Ingresos / Costos Indice de Productividad Op Menor costo en uso de energía Menor costo de mantenimiento Menor tiempo para completar ciclos de trabajo Menor costo impacto al medio ambiente Costos Menor inversión par cubrir capacidad con instalaciones Cap Menor inversión al incrementar capacidad existente con diseños mas eficientes Reemplazo o desincorporación de infraestructura. Justo a Tiempo

8 ESTIMULACIÓN POR TRATAMIENTO TERMICO CON GAS Equipo Portátil Compresión y Tratamiento Térmico (US PAT# 6,644,400) APLICACIÓN De GAS PRODUCCIÓN DE CRUDO Radio Calentado r

9 INCREMENTO DE PRODUCCIÓN DE CRUDOS Estimulación con tratamiento térmico GAS TRATADO Producción Estimulación CICLO Producción Cp s m Cp s m q 0 T F 0 Mobilidad t

10 RESPUESTA A LOS CICLOS DE ESTIMULACIÓN (SIMULACIÓN)

11 INCREMENTO DE PRODUCCIÓN POR APLICACIÓN DE TARATMIENTO TERMICO SISTEMA GAS LIFT Equipo Portátil de Separación Trifásico, Compresión y Tratamiento Térmico de Gas (US PAT# 6,644,400) Líneas de aplicación de Gas Línea de Flujo Válvulas de Gas Lift Mandril Operativo

12 INYECCIÓN TÉRMICA DE GAS SERVICIO PARA EL INCREMENTO DE PRODUCCIÓN Marco Teórico Práctico

13 Objetivo de la Prueba: Estimulación de producción aplicando el tratamiento térmico con gas al crudo en el yacimiento para así reducir su viscosidad e incrementar su movilidad mediante la utilización del equipo compresor intercambiador de calor patente # 6,644,400. El servicio se lleva a cabo en tres fases: Fase I: Instalación del equipo Compresor, Intercambiador de Calor HEC, Patente USA # 6,644,400 en el pozo y aplicación de tratamiento térmico a formación Fase II: Desconectar el equipo y aplicar tiempo de contacto Fase III: Pozo en Producción

14 Equipo Compresor Intercambiador de Calor Termodinámico HEC Patente USA # 6,644,400 Fase I: Instalación del equipo y aplicación de tratamiento térmico a formación: Incrementar la temperatura del gas en línea a ± 400 o F Presión de inyección mayor a la presión de formación. Tiempo de inyección: ± 360 hrs Gas ± 400 o F Radio Calentado r

15 Equipo Compresor Intercambiador de Calor Termodinámico HEC Patente USA # 6,644,400 Fase II: Desconectar el equipo para: Dar tiempo de contacto al Gas Inyectado con los Fluidos en Formación. Tiempo total de contacto ± 72 horas. Objetivo bajar la viscosidad del crudo (µ) para aumentar su movilidad. Radio Calentado r Cps Cps m m 0 T F 0 Movilidad

16 Fase III: Pozo en producción: La mayor parte del gas inyectado se recupera en esta fase. El gas recuperado puede volver a ser utilizado en el servicio para el incremento de producción. El gas inyectado no cambia las características naturales de los fluidos producidos. Todos los fluidos producidos se pueden manejar de la misma forma en que se los manejaba antes de la inyección térmica de gas. El pozo continuará en producción hasta que el volumen de producción baje al nivel económico que dicte el reinicio del tratamiento térmico de gas con el equipo HEC.

17 1. El calentamiento e inyección de gas con el equipo HEC es un proceso simple y seguro. El equipo viene montado en un tráiler y no requiere la utilización de equipo pesado para su instalación o des-instalación. Tiempo de instalación o desinstalación menor a 12 horas. 2. La inyección de gas no forma emulsiones de agua en aceite por lo que no requiere de productos químicos para romper la emulsión. 3. La inyección de gas no requiere de tratamiento químico al gas inyectado para proteger por corrosión. 4. El gas inyectado no cambia la mojabilidad de la formación productora

18 Intercambio de Calor Compresión y Bombeo Inteligente Nueva tecnología que beneficia a la industria del petróleo al proveer una solución costo efectiva para: Compresión y calentamiento de gas In-Situ Equipo sencillo y movible Equipo con capacidad para el bombeo de gas Equipo con capacidad de bombeo multifacético Intercambiador de calor Seguro, no existe riesgo alguno en operación Transferencia de calor efectiva en el pozo No requiere hacer cambios en la configuración del cabezal del pozo para su aplicación Estimulación del pozo en pulsos Levantando/Inyectando

19 Intercambio de Calor Compresión y Bombeo Inteligente Seguridad Largo de la embolada del pistón autoajustable Permite el bombeo de flujos mixtos de gas/petróleo de forma segura Embolada del pistón manualmente ajustable de manera segura Automáticamente instalado con sensor de peso No tiene partes externas movibles Fabricado bajo estándares aplicables a la industria Cilindros de compresión construidos bajo los códigos establecidos por ASME para este tipo de equipos

20 Rangos de permeabilidad y porosidad comúnmente encontrados en los trabajos de recuperación térmica en el mundo Pozo Samaria 820 Permeabilidad 2000 Porosidad 40%

21 Rangos de profundidad y grado API encontrados en los trabajos de recuperación térmica en el mundo Pozo Samaria 820 Profundidad 4790 oapi 20

22 Rangos de Temperatura y grado API encontrados en los trabajos de recuperación térmica en el mundo Pozo Samaria 820 Temperatura 133 0F oapi 20

23 Porque recuperación térmica? Movilidad de Aceite( M o ) M o = K ro / µ o K ro = Permeabilidad relativa al aceite µ o = Viscosidad del aceite

24 Viscosidad, Cp Clean Pipe Technology Ejemplo del efecto de la temperatura en la viscosidad del aceite BOSCAN Aceite pesado (12 API) Temperatura, F 400

25 Ramey, desarrollo ecuaciones que permiten calcular la temperatura de un fluido monofásico caliente en función de profundidad y tiempo. Estas ecuaciones son: T Z, t = az A a ± 1 778C p + To Ta + A a ± 1 778C p e Z/A A = W p (K he + r to U to f t ) 2πr to U to K he W: tasa de inyección de gas, lbs/día; a: gradiente geotérmico F/pie; Ta: temperatura ambiente en la superficie, F; To: temperatura del gas en superficie, F; Cp: calor especifico del gas, Btu/lbs- F, Z: profundidad del intervalo considerado, pies; f(t): función transitoria de calor; єp : emisidad térmica de la tubería con gas.

26 Información Requerida para Estudio de Aplicación del Servicio 1. Mapa de ubicación del campo y de los vecinos en el área. 2. Registro Tipo del Campo 3. Listado de los horizontes productores del área. 4. Tabla con el listado de los topes y fondo de las formaciones de interés y principales marcadores. 5. Pruebas de producción iniciales, pruebas de presión, Ascendente, Descendente. 6. Historias de producción de los pozos. 7. Historia de presiones de formación en el campo. 8. Reportes sobre propiedades de los fluidos. 9. Reporte análisis PVT. 10.Sistemas de producción de los pozos. 11.Diagramas de los Pozos y de las facilidades existentes.

27 CONTACTOS Ing. Oscar Hernández Presidente Ing. Jaime Maya Gerente General Ing. Mario De La Garza Gerente de Diseño y Operaciones mario@petrolam.com info@petrolam.com Clean Pipe Technology