REDUCTOR DE VISCOSIDAD BIFÁSICO PARA CRUDOS PESADOS

Transcripción

1 REDUCTOR DE VISCOSIDAD BIFÁSICO PARA CRUDOS PESADOS

2 LAS HERAS - PETRÓLEO VISCOSO

3 PROBLEMAS DEL PETRÓLEO VISCOSO INTRODUCCIÓN La producción de petróleo pesado en el Yac. Las Heras genera grandes dificultades operativas, limitadas opciones de extracción y elevados costos. Sin embargo, la nueva tecnología de reductores de viscosidad bifásicos ayudan a generar una producción más rentable. ALTA PRESIÓN DE LÍNEA ALTA CARGA EN VARILLAS APRISIONAMIENTO DE LA HERRAMIENTA DIFICULTAD EN EL TRANSPORTE DEFICIENTE LLENADO DE BOMBA DILUYENTES: ALTO COSTO CALOR/VAPOR: ALTO COSTO REDUCTORES: BAJA EFICIENCIA SOLUCIONES CONVENCIONALES

4 REOLOGÍA DEL CRUDO Se analizaron en el laboratorio de la Universidad de Cuyo, muestras de distintos pozos de la zona, para estudiar: Comportamiento Reológico Viscosidad con diferentes gradientes de corte Diámetros de línea Sistema PCP y Bombeo Mecánico Viscosidad a diferentes Gradientes de corte y Temperaturas Composición típica del petróleo de la zona de Piedra Clavada Composición Típica SARA Paraffins Aromatic HC Resins Asfaltens

5 TECNOLOGÍA Inducir la formación de una emulsión inversa en agua, en fondo de pozo través de la inyección de un producto químico y agua de producción VR Convencional Rompe la emulsión directa BVR Genera una emulsión inversa 5

6 TECNOLOGÍA Sin producto químico Con producto químico

7 ENSAYOS DE LABORATORIO PC Viscosidad de fluído antes y después del tratamiento T= 10 C T= 20 C T= 30 C T= 50 C T= 80 C

8 ESQUEMA DE INSTALACIÓN

9 ESQUEMA DE INSTALACIÓN Adecuaciones para invierno: Equipo de Agua Equipo de Producto Aislación de mangueras con Isolant. Recubrimiento con tubería y soterrado. Sistema de calefacción de producto con cinta calefactora Heat- Tracing y sensor de Temperatura.

10 Cp ANTECEDENTES PC-2087 El pozo se completó en 2007, e inicialmente no se encontraron inconvenientes para producirlo, ya que en la completación se punzó una capa que aportaba agua. Una vez agotada esta capa, el corte se redujo considerablemente y comenzaron los problemas: Llenado de Bomba muy deficiente Aumento de intervenciones con equipo de Hot oil y equipo de pulling El análisis de una muestra del fluido del pozo indica: Agua total 22% Punto de escurrimiento 12 C Parafinas 9% Asfaltenos 17% Viscosidad Muestra Hidratada (Cp) Longitud de línea: 340m Diámetro: C 50 C 60 C 70 C

11 RESULTADOS OBTENIDOS PC-2087 Antes del ensayo Después del comienzo del ensayo

12 RESULTADOS OBTENIDOS PC-2087

13 RESULTADOS OBTENIDOS PC-2087 Resultados Obtenidos

14 Cp ANTECEDENTES PC-2144 El pozo se completó en abril de 2010 y no pudo quedar en producción continua y estable debido a las altas cargas en tubing y línea. El análisis de una muestra del fluido del pozo indica: Agua total 35% Punto de escurrimiento 15 C Parafinas 2% Asfaltenos 22% PC Viscosidad Muestra Hidratada Longitud de línea: 1200m Diámetro: C 30 C 40 C 50 C

15 RESULTADOS OBTENIDOS PC-2144 Antes Iniciado el Tratamiento

16 RESULTADOS OBTENIDOS PC-2144

17 RESULTADOS OBTENIDOS PC-2144

18 OTROS POZOS EN TRATAMIENTO Antes Después Pozo Inicio del Tratamiento Producción Neta (m3/d) Pérdidas Promedio (m3/mes) Producción Neta (m3/d) Pérdidas Promedio (m3/mes) PC /08/ PC /09/ PC /12/ PC /07/ PC /12/

19 RESULTADOS OTROS POZOS

20 CONCLUSIONES En todos los casos, el producto ayudó a reducir las cargas sobre la sarta, mejorar el llenado de bomba, reducir la frecuencia de intervenciones de hot oil y pulling y por consiguiente las pérdidas de petróleo disminuyeron. Se logró disminuir el número de calentadores en las líneas de los pozos tratados. Se observa un aumento inicial en la producción y luego una estabilización debido a la optimización de la extracción en los pozos tratados. Las limitaciones más importantes del producto y su aplicación son: Necesidad de contar con un 30% de agua en el fluido tratado. Es necesario adicionar agua en forma externa a pozos con bajo corte para lograr un buen resultado del producto. Instalación de superficie más compleja. Se necesitan dos kits de dosificación, uno para agua y otro para el producto, ya que el mezclado debe realizarse en boca de pozo. La aislación en mangueras y el agregado de anticongelante son necesarios para evitar el congelamiento en el circuito de agua. En algunos pozos, donde el petróleo es muy viscoso, fué necesario el cambio de sistema de BM a PCP. Aún así, el producto se sigue utilizando con buenos resultados en pozos con bomba de cavidad progresiva. El producto es más costoso que los reductores de viscosidad convencionales, sin embargo, la producción recuperada evitando altos down time de pozo hace el balance muy positivo.