FACULTAD DE ESTUDIOS SUPERIORES CUAUTITLÁN REACTIVACIÓN DE POZOS PETROLEROS NO ACIDA. TRABAJO PROFESIONAL QUE PARA OBTENER EL TITULO DE:

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1 UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO FACULTAD DE ESTUDIOS SUPERIORES CUAUTITLÁN REACTIVACIÓN DE POZOS PETROLEROS NO ACIDA. TRABAJO PROFESIONAL QUE PARA OBTENER EL TITULO DE: INGENIERO MECÁNICO ELECTRICISTA P R E S E N T A: ARMANDO GARCÍA DOMÍNGUEZ ASESOR: ING. LUIS RAUL FLORES CORONEL CUAUTITLAN IZCALLI, EDO. DE MEX. 2012

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3 AGRADECIMINETOS A Dios. Por haberme permitido llegar hasta este punto y haberme dado salud para lograr mis objetivos, además de su infinita bondad y amor. A mi madre Yolanda. Por haberme apoyado en todo momento, por sus consejos, sus valores, por la motivación constante que me ha permitido ser una persona de bien, pero más que nada, por su amor. A mi padre Armando. Por los ejemplos de perseverancia y constancia que lo caracterizan y que me ha infundado siempre, por el valor mostrado para salir adelante y por su amor. A mis maestros. Ing. Luis Raúl Flores Coronel por su gran apoyo y motivación para la culminación de nuestros estudios profesionales y para la elaboración de este trabajo; a la maestra Ana Luis Pérez Trujillo por su apoyo ofrecido en este trabajo; al Ing. Ángel Rueda Ángeles por su tiempo compartido y por impulsar el desarrollo de nuestra formación profesional, a los maestros Carlos Oropeza Legorreta y Gilberto Chavarría Ortiz por apoyarnos en su momento. Finalmente a los maestros, aquellos que marcaron cada etapa de nuestro camino universitario, y que me ayudaron en asesorías y dudas presentadas en mis estudios. A mis amigos. Que nos apoyamos mutuamente en nuestra formación profesional y que hasta ahora, seguimos siendo amigos. A la Universidad Nacional Autónoma de México y en especial a la Facultad de Estudios Superiores Cuautitlán por permitirme ser parte de una generación de triunfadores y gente productiva para el país.

4 Gerencia de Tecnología de Explotación. Desarrollamos una extensa gama de productos y servicios para la industria química y del petróleo, así como el tratamiento aplicados de aguas residuales, industriales y potables. Contamos con un Departamento de Investigación y Desarrollo en el cual se formulan nuevas tecnologías como: Mejoradores de Flujo, Inhibidores de corrosión, Desincrustantes, Limpiadores de depósitos orgánicos, barras espumantes, que son a la medida de las necesidades de nuestros clientes, para mercados con procesos complejos y cambiantes. La estructura organizacional de nuestro Grupo es sólida y contamos con financiamiento para proyectos y soporte y servicio en más de 12 estados de la República Mexicana. Camino al desierto de los leones No. 35, Col. San Ángel Inn, México D.F. Tel: (55) , Fax: (55)

5 ÍNDICE INTRODUCCIÓN 1 OBJETIVO..4 ANTECEDENTES... 5 UNIDAD 1 PROBLEMÁTICA..8 Asáltenos...8 Problemas ocasionados por los Asfáltenos...9 Causas que originan la precipitación de Asfáltenos 9 Parafinas Problemas ocasionados por las Parafinas.10 Causas que originan la precipitación de Parafinas.10 Materias Extrañas..11 ANALISIS DE LA INFORMACIÓN. 12 GEOLOGIA Y UBICACIÓN DEL POZO...12 ESTADO MECANICO DEL POZO..14 DATOS DE PRODUCCION.15 REGISTROS DE GRADIANTES CON SONDA DE MEMORIA.16 CARACTERIZACION DEL CRUDO.17 DIAGNOSTICO Datos de las obstrucciones encontradas durante las últimas calibraciones.20 Localización de las obstrucciones encontradas durante las calibraciones.21 UNIDAD 2 SEGURIDAD EN LA LOCALIZACION 22 Análisis de Seguridad 23 CREDENCIALES Y CURSOS NECESARIOS...24 Curso Básico de RIG-PASS. 25

6 Libreta de Mar..26 UNIDADES Y EQUIPOS NECESARIOS PARA LA INTERVENCION. 27 DIAGRAMA DE OPERACIÓN Y ENSAMBLE DE LA LINEA DE BOMBEO...28 ANALISIS NODAL EN POZOS PRODUCTORES.29 SISTEMA DE ANALISIS POR NODOS CURVAS DE OFERTAS Y DEMANDAS DE ENERGIA EN LA CABEZA DEL POZO.31 Grafica de Curvas de ofertas y demandas de energía.. 32 CALCULOS DE VOLUMEN EN TUBERIA DE PRODUCCION. 33 SIMULACION DEL TRATAMIENTO. 34 CEDULA DE BOMBEO. 35 Recomendaciones..35 UNIDAD 3 PROTOCOLO DE OPERACIÓN..36 Junta de planeación de actividades..36 Levantamiento de Producto Químico NQ Salida de convoy de las instalaciones de Schlumberger hacia el Pozo.38 Instalación de equipos y unidades de bombeo.39 Instalación de la Línea de Bombeo de Alta Presión 39 Instalación de Manifold.40 Acoplamiento de la Tubería de alta Presión a la Cabeza del Pozo..41 Bomba de Alta Presión 42 Trasvase de Producto Químico NQ-105 hacia las Pipas con Xileno.43 Bomba Ingersoll Rand Compresor MURPHY 46 Unidad de Inyección de Nitrógeno...47 FUNCIONAMIENTO DE UN SEPARADOR..50 Separador Trifásico 50 Separador Trifásico Móvil.51 GRAFICA DE GASTOS, PRESIONES Y VOLUMENES. 52 REPORTE DE SEGUIMIENTO. 54

7 MANOGRAFO BARTON.55 CONCLUSIONES. 57 GLOSARIO..59 ABREVIATURAS..63 BIBLIOGRAFIA.64

8 INTRODUCCIÓN En los más importantes desarrollos tecnológicos con que cuenta la Ingeniería Petrolera están los métodos de estimulación de pozos. Tal es la importancia de la estimulación de pozos que se puede asegurar que no existe pozo en el mundo en el que no se haya aplicado uno o más de estos procedimientos; aun más, muchos pozos existen como productores comerciales debidos precisamente a la estimulación de su productividad. La estimulación se ha aplicado a todo tipo de formaciones y profundidades de los pozos petroleros y se ha extendido a pozos de agua, de vapor, de desecho, etc. A través de los años la tecnología asociada con la estimulación se ha enriquecido significativamente, desarrollándose métodos, materiales y equipos para estimular todo tipo de yacimientos. Los avances tecnológicos son consecuencia de la experiencia e investigación llevada a cabo desde finales del siglo pasado; sin embargo, los conocimientos sobre la estimulación de pozos aún no han sido del todo desarrollados. Consecuentemente, la aplicación del conocimiento actual para optimizar técnica y economizar los diseños de estimulación, es algunas veces incierto y puede conducir a fracasos, por lo que la investigación en el campo de la estimulación de pozos continúa interrumpidamente. El primer método de estimulación de la productividad de un pozo que fue aplicado se remota al inicio de la explotación industrial del petróleo, aproximadamente en Este proceso fue ideado a través del uso de nitroglicerina que se hacía explotar. El método se llamó fracturamiento con explosivos y llegó a ser popular en En 1994 el HCL se aplicó en formaciones de caliza en Lima, Ohio, siendo patentado el proceso en marzo 17 de 1896 (U.S. No ), método abandonado o poco usado por la alta corrosión ocasionada en las instalaciones superficial y sub superficial de los pozos. En 1929 se inyectó a la formación bajo presión en Kentucky. Hasta 1932, con el desarrollo de los inhibidores de corrosión, la acidificación fue ampliamente aceptada y reconocida como un medio efectivo de incrementar la productividad de los pozos. En 1940 se introdujo el empleo de mezclas de ácidos. El estudio de problemas de acidificación, inyección de agua, pérdidas de circulación, cementaciones forzadas, y la incipiente estimulación de pozos con explosivos, condujeron a considerar otro de los más importantes métodos: el Fracturamiento Hidráulico patentado por R.F. Farris en noviembre 10 de 1953, e Página 1

9 introducido por Clarck. La primera operación se efectúo en 1947 en un campo de gas (Hugoton) en Kansas, en el pozo klepper No. 1 con resultados desalentadores. Posteriormente con el empleo de mayores volúmenes y gastos se probó con éxito y su aplicación fue ampliamente extendida a todos los países y a la mayoría de los tipos de yacimientos y hasta profundidades de 6,000 m y más. Adicionalmente y en forma simultánea se han desarrollado y probado una gran variedad de otros métodos de estimulación, aunque de menor importancia a los previamente citados. En base a nuestra experiencia con el desarrollo de productos químicos, y como resultado del acercamiento con el Activo Integral Samaria Luna, se realiza la siguiente propuesta de solución química acorde a la problemática de los pozos del Campo Íride. De acuerdo a los datos proporcionados por el AISL, se detectó una recurrente problemática de depositaciones orgánicas (asfáltenos y parafinas) tanto en los intervalos disparados, como en las tuberías de producción, teniendo como consecuencia un decremento en la producción de aceite. La caracterización del daño es la clave para diseñar una estimulación adecuada. Se deben tomar en cuenta los datos de producción, la caracterización del aceite del mismo intervalo y los resultados de varias pruebas de evaluación como son análisis de núcleos y pruebas de variación de presión. Idealmente se debe tener el valor del daño como base para un pronóstico realista del beneficio económico que se puede esperar. En general, el daño que se desea remover es una combinación de los daños descritos a continuación. Daño por invasión de fluidos La principal causa denomina fuente de daño a la formación (yacimiento petrolero) es el contacto con fluidos extraños como restos de químicos, agentes de limpieza, una acumulación de lodo de perforación alrededor de la zona del pozo de producción, también puede reducir la tasa de flujo de aceite, en una formación arcillosa de producción el lodo de perforación utilizado en una operación de reparación de pozos de barro puede causar inflamación y parar completamente el flujo de aceite, estos fluidos son causados por perforación, terminación, reparación, limpieza y estimulación. Daño por precipitados orgánicos. Este problema (cambios bruscos de temperatura y altas presiones ) y son detectados de acuerdo al análisis químicos del aceite del pozo en el laboratorio especializados, el cual indicara presencia de parafinas de bajo y alto peso molecular, como así de asfáltenos y/o sólidos que puedan causar la disminución de la producción. Página 2

10 Daño por emulsiones (bloqueo) Este problema se produce cuando el petróleo y el agua pueden formar una emulsión que no se separará de la superficie sin tratamiento especial. Este es un problema porque el proceso para romper la emulsión es muy caro. Métodos de romper tales emulsiones incluyen tratamiento térmico, tratamiento químico, y varias combinaciones de tratamiento químico. Dado que la composición química del aceite crudo varía de un campo a otro, la naturaleza de los productos químicos utilizados para romper las emulsiones también varía y cuyo método de análisis consiste en recuperar una muestra de aceite la cual deberá ser analizada en el laboratorio para determinar la presencia de emulsiones agua - aceite en diferentes proporciones. Daño por invasión de sólidos Es uno de los más comunes, y se produce por restos de piedras, arenas, trozos de la sarta de perforación, bloques de barro y provoca el cierre de los canales del sistema poroso por los componentes sólidos de los fluidos de perforación, cementación y/o terminación. Un severo daño a la permeabilidad puede reducir la capacidad de flujo notablemente. En base a lo mencionado anteriormente, se tomo la decisión en el departamento de gerencia de tecnología de intervenir al pozo Íride 1136 por el método de Estimulación directa de inyección de fluidos por la tubería de producción. Se propone bombear a alta presión un producto químico inhibidor de parafinas y asfáltenos (NQ-105). En el desarrollo de este documento se detalla el fundamento técnico y los resultados obtenidos. Se define como estimulación no reactiva dentro del espacio poroso de la formación, a la inyección de químicos mediante un bombeo a una presión mayor a la presión del pozo a intervenir, con el fin de obtener una penetración radial dentro de la formación, eliminando los depósitos orgánicos que se encuentran en ella. La estimulación con esta técnica origina la restauración de la permeabilidad del pozo, y su producción normal de crudo por la disolución de las partículas orgánicas que obstruyen el paso de los fluidos por los canales naturales de flujo Para el desarrollo de las pruebas de laboratorio del sistema NQ-105, se tomó muestra de a aceite del Pozo Iride En conjunto con datos históricos del pozo en cuestión se evaluó el comportamiento de la solución química propuesta. El producto químico formulado tiene como objetivo inhibir los depósitos de asfáltenos y cristalizaciones de parafinas en la formación. Los análisis previos realizados a las muestras proporcionadas, así como las consideraciones técnicas pertinentes se han hecho en base a la normatividad internacional específica para estos casos. Página 3

11 OBJETIVO El objetivo de la empresa es presentar un tratamiento para la Reactivación de Pozos productores de Petróleo y así reducir las frecuencia de las caídas de producción del Pozo, en este caso se le aplico el tratamiento al pozo Íride 1136, mediante un tratamiento de estimulación no acida con un bombeo de alta presión. El objetivo personal de este trabajo, es dar a conocer como se lleva a cabo un tratamiento de reactivación de pozos petroleros, en base a mi experiencia laboral. Y que este trabajo sea de consulta para los estudiantes y académicos de esta facultad. Página 4

12 ANTECEDENTES Se realizan 36 tratamientos al pozo Íride 1136, desde el 03 de Junio del 2007 hasta el 12 de Julio del 2010, cabe mencionar, que son cuatro tipos de intervenciones que se han aplicado, para ayudar a levantar la producción cuando está declinado y estas son por tubería flexible, estimulación no reactiva, bacheo con xileno y bombeo neumático (B.N.) El pozo Íride 1136 se perforó de Diciembre del 2006 a Mayo del 2007, terminándose el 24 de Mayo de 2007 con pistolas TCP 4 ½pg, 17 c/m, F.72 disparan intervalos md y md pertenecientes al Cretácico Medio. El 04 de Junio del 2007 efectuó estimulación de limpia acida con 18 m3 de Clean Sweep II, 37 m3 de MSR-100 al 15 %, 3 m3 de SDA al 5%, desplazó con 2500 m3 de nitrógeno. Indujo pozo con TF, desalojando productos de reacción y nitrógeno. Se midió pozo con los siguientes resultados: aceite bruto 969 bpd, aceite neto 821 bpd, 15 % de agua, salinidad ppm, ph 7. El 08 de Enero del 2008 efectuó estimulación de limpia a los intervalos m, m, bombeó un pre colchón de 3000 m3 de nitrógeno, 27 m3 de Clean Sweep I, 40 m3 MSR %, 14 m3 SDA 5%, desplazó con 2500 m3 de nitrógeno. El 16 de Febrero del 2008 se realizó estimulación de limpia a los intervalos abiertos md y md, con bombeo de 5000 m3 de nitrógeno como pre colchón, 43 m3 de Clean Sweep I, 31 m3 de ácido MSR-100, 12 m3 de divergente SDA, desplazó con 2500 m3 de nitrógeno, abrió pozo desalojando productos de estimulación a batería. Indujo pozo con TF 1 ½ y trompo difusor de 1 ¾, franco a la batería desalojando productos químicos, agua, aceite y nitrógeno. El 03 de Abril del 2008 efectuó estimulación de pozo de limpia a los intervalos: m y m, bombeó 6000 m3 de nitrógeno como pre colchón, 42 m3 de Clean Sweep I, 12 m3 de divergente SDA al 5%, 30 m3 de ácido MSR-100 orgánico al 15%, bombeó 2 m3 de bache inhibidor, desplazó con 3000 m3 de nitrógeno, abrió pozo por TP y TR observando desalojo de productos de estimulación a batería, observó pozo con bombeo de moto compresor q= 2.0 mpcd presión TR= 74 kg/cm2 Pl = 14 kg/cm2, suspendieron bombeo de gas por TR y metió TF de 1 ½ y power clean de 1 11/16 indujo pozo franco a batería desalojando productos de estimulación, agua, aceite y nitrógeno. El 15 de mayo del 2008 se efectuó Limpieza de Aparejo con Tubería Flexible de 1 ½, más Jet-blaster de 1 11/16 con anillo calibrador de 2 ½, con bombeo de Clean- Sweep-I desde 1000 m, repasando mandril, camisa e intervalos, indujo pozo franco a batería hasta desalojar aceite y gas. Página 5

13 libre. El 25 de mayo del 2008 calibró con cortador de parafina de 2 ¼ a 4150 m, El 19 de Junio del 2008 calibró con cortador de 2 ¼ a 4310 m, detectándose resistencia franca, tomó un registro fluyente a 3900 m. El 09 de Julio del 2008 calibró con cortador de parafina de 1 29/32 a 4150 m, libre. Tomó registro de presión temperatura por estaciones descendente de superficie a 3500 m, tomo registro de presión temperatura continuo descendente de 3500 m 4150 m, tomó registro presión temperatura continuo descendente y ascendente de 3730 m a 4100 m. El 05 de Agosto del 2008 efectuó Limpieza de Aparejo con TF 1 ½ y con bombeo de 3 m3 de Clean Sweep-I, 1.5 m3 de MSR-100 al 7.5%, 1.5 m3, repasando zona de mandril y camisa en varias ocasiones hasta 4050 m, base del intervalo abierto, repasando intervalos, pozo franco, alineado a batería con B.N. operando con 1.4 mmpcpd de gas desalojando productos, posteriormente aceite, gas y nitrógeno. El 21 de Agosto del 2008 efectuó simulación de BN con bombeo de nitrógeno QN2= 30 M3/min P= 1225 psi, pozo alineado a batería desalojando aceite y nitrógeno. El 24 de Septiembre del 2008 se efectuó estimulación de limpia a los intervalos y m, con bombeo de 3000 m3 de nitrógeno como pre colchón, 42 m3 de Clean Sweep I, desplazó productos de estimulación con 2500 m3 de nitrógeno. Observa pozo franco a batería Cliente: PEMEX Pozo: Íride 1136 (REV01) Distrito: Villahermosa, Tabasco País: MEXICO desalojando aceite, gas y agua, Producción antes del tratamiento 1025 bpd, Producción neto después de la estimulación 1,111 bpd. El 24 de Octubre del 2008 se efectuó estimulación de limpia a los intervalos m y m, se bombeó 3000 m3 de nitrógeno como pre colchón a QN2= 80 m3/min, P= 1000 psi, bombeó 42 m3 de Clean Sweep I a Qliq= 2.5 bpm, QN2= 50 m3/min, P= 796 psi, desplazo con 3000 m3 de nitrógeno a QN2= 80 m3/min, p= 1000 psi. Presión max = 1400 psi, presión mínima= 360 psi. Con pozo cerrado esperó 2 horas. Abrió pozo y metió moto compresor observando desalojar a batería aceite, gas y nitrógeno, estabiliza pozo con p= 14 x 72 x 10kg/cm2, volumen 2 mpcd. Metió pozo a medición. Producción antes 609 bpd, producción después 1122 bpd. Página 6

14 Efectúa inducción de pozo por cambio de moto compresor, efectuó inducción a través del espacio anular QN2= 40 m3/min P=1128 psi. El 06 de Enero del 2009 personal de producción alinea pozo desde el moto compresor, inició bombeo de producto químico Clean Sweep-I Qliq= 3 bpm B.N. de 1.5 mmpcd presión de bombeo con la u.a.p. 1,100 psi, volumen bombeado 11 m3. El 17 de Febrero del 2009 se realizó limpieza de aparejo con tubería flexible de 1 ½ y herramienta tom cat de 1 11/16 bajó hasta 4050 m con bombeo de productos nitrogenados con qliq= 1/4 bpm, QN2 = 15 m3/min, P= 3800 psi, repasó en varias ocasiones mandril, camisa y los intervalos m, levantó TF a 3850 m y desplazó productos, aceite y nitrógeno a batería con QN2 = 18 m3/min, P= 2200 psi, qiny = 1.5 mmpcd. Debido a la declinación de producción del pozo Íride 1136, se estimuló en abril de 2009 con 6000 m3 con QN2= 150 m3/min, P= 559 psi más 42 m3 de sistema OSA- M, Qliq= 3bpm P= 289 psi, desplazó productos con 2500 m3 con QN2= m3/min P= 470 psi, pozo operando con inyección de 0.9 mmpcd. El 06 de mayo de 2009 efectuó estimulación con pre colchón de 6000 m3 QN2= 150 m3/min, P= 1350 psi, mas 42 m3 de clean sweep II con Qliq= 3 bpm, QN2= 80 m3/min, P= 570 psi, desplazó con 2500 m3 QN2= 100 m3/min, P= 1160 psi. Pozo arrancado ptp= 10 kg/cm2, ptr= 75 kg/cm2, Qiny = 1.0 mmpcd. Con este tratamiento se restituyó la producción de hidrocarburos de 737 bpd a 1128 bpd. El 17 de mayo se efectuó una limpieza de aparejo, restituyendo la producción de aceite de 809 a 1009 bpd. Página 7

15 UNIDAD 1: PROBLEMÁTICA La sedimentación de asfáltenos es un problema común en los campos petroleros y varía este problema de un campo a otro, llegando a obstruir total o parcialmente a la formación, los aparejos de producción y líneas de servicio. Durante la recuperación y el transporte de petróleo los asfáltenos y las parafinas pueden precipitar cuando la estabilidad termodinámica de la solución resulta perturbada por presión, temperatura y composición. Sin embargo, una cuestión difícil de resolver es cuando asfáltenos y parafinas se conjugan para dar lugar al depósito mixto por interacciones moleculares. Es posible que las parafinas induzcan la separación de los asfáltenos o viceversa. ASFALTENOS. Los asfáltenos típicamente son definidos como la fracción de crudo insoluble en solventes alifáticos de bajo peso molecular, como n-pentano y n-heptano, pero solubles en compuestos aromáticos como el tolueno, benceno, xileno, etc. Otra definición considera que los asfáltenos son moléculas planas, que existen en un estado de agregación en suspensión, están rodeados y estabilizados por resinas fig. 1. Es decir, no poseen una estructura cristalina. Una característica de los asfáltenos es que no poseen un punto de fusión definido y generalmente se descomponen al ser calentados a una temperatura > 200 C, se adsorben sobre la superficie de una formación y en especial sobre arcillas. Fig. 1 Representación grafica de los asfáltenos. Página 8

16 Tabla 1 Características de los asfáltenos. Peso Molecular: Densidad Forma: Diámetro: Estado: 10, ,000 U.M.A 1.20 g/cm3 Esférica 30 a 65 A Coloide PROBLEMAS OCASIONADOS POR LOS ASFALTENOS. La precipitación de asfáltenos causa, entre otros problemas, taponamientos por depósitos en la formación y/o en equipos de superficie; además, en crudos pesados provoca elevadas viscosidades y altas presiones de bombeo. El incremento de la viscosidad en el crudo es originado por formación de emulsiones entre el agua y petróleo. Los depósitos de asfáltenos puede ocurrir una vez que se haya generado su floculación en el crudo. Los asfáltenos por ser los componentes más pesado del petróleo, bajo ciertas condiciones desfavorables de presión, temperatura, composición química del crudo, se pueden precipitar y depositar en el medio poroso del yacimiento. Los depósitos de asfáltenos se acumulan entre los poros y obstruyen el paso de los fluidos además de alterar propiedades como la porosidad y permeabilidad. La mojabilidad de la roca se modifica cuando los asfáltenos se adhieren en su superficie mineral y se cambia su preferencia a ser mojada por agua. Cuando los asfáltenos se depositan y se adhieren sobre la roca surge un problema grave debido a que esta cadena de eventos se considera un fenómeno irreversible. En consecuencia para contrarrestar el daño de formación debido a que los factores que la produce tienen mayor influencia en esta zona del yacimiento. CAUSAS QUE ORIGÍNAN LA PRECIPITACIÓN DE ASFALTENOS La presión y temperatura: provocan la precipitación de asfáltenos al alcanzar niveles del punto de burbuja. A presiones superiores a la de burbuja, la solubilidad de los asfáltenos disminuye a medida que disminuye la presión. A presiones inferiores a la de burbuja, la pérdida de fracciones livianas causa un aumento de la solubilidad de los asfáltenos. La temperatura puede provocar interacciones complejas; cuando la temperatura de la formación aumenta, la solubilidad aumenta también y provoca que los asfáltenos sean menos solubles en el crudo. Los solventes: desestabilizan las partículas en el aceite, por la adición de elementos orgánicos, los solventes de hidrocarburos como el Xileno o el Tolueno son Página 9

17 ampliamente aceptados en la industria como razonablemente seguros y efectivos para todo tipo de depositaciones orgánicas. Estimulaciones ácidas: causan la formación de lodos asfálticos y emulsiones. Los ácidos reaccionan con los asfáltenos y reducen su solubilidad. Presencia de CO2: El CO2 presente en el crudo disminuye aún más la solubilidad de los asfáltenos. PARAFINAS Las parafinas son hidrocarburos de 20 a 100 átomos de carbono. Su estructura química es en forma cristalina. Los cristales de parafinas tienen forma de placas romboédricas, de agujas y masas macro cristalinas. Estos cristales se depositan en capas ordenadas. En los sistemas reales los depósitos contienen también asfáltenos que precipitan simultáneamente con los cristales de las parafinas. PROBLEMAS OCASIONADOS POR LAS PARAFINAS. Dentro de los principales problemas que ocasiona la cristalización de parafinas se encuentran: Deposición por cristalización, taponamiento del sistema, solidificación por alto punto de escurrimiento, costos operativos mayores y pérdidas de producción. Los depósitos de parafinas pueden resultar en la generación de problemas tales como desgaste de las válvulas y la tubería así como reducción del flujo de petróleo en la formación, a menos que se tomen algunas acciones correctivas con la frecuencia necesaria. CAUSAS QUE ORIGÍNAN LA PRECIPITACIÓN DE PARAFINAS. La causa principal de la depositaciones de parafinas es básicamente la pérdida de la solubilidad de estas en el crudo. Esta pérdida de solubilidad es usualmente el resultado de cambios en la temperatura, presión o composición del crudo como resultado de la pérdida de gases disueltos. Las parafinas con puntos de fusión más altos, son generalmente los primeros en separarse de la solución; con parafinas de bajo peso molecular separadas, la temperatura disminuye aún más. Además, la causa más común de la pérdida de solubilidad de las parafinas en el crudo es el decremento de la temperatura, el cual puede ocurrir por varias razones: un enfriamiento producido por el aceite y el gas asociado expandiéndose a través de las perforaciones, expansión del gas mientras se elevan los fluidos a la superficie, radiación de calor desde la tubería hacia la formación circundante inducida por una presencia de agua dentro o alrededor del mismo pozo, y por pérdidas de constituyentes ligeros en el aceite debido a una vaporización. Independiente a estas Página 10

18 razones propias de los fenómenos dentro del pozo, se han podido observar algunas otras por las que la temperatura disminuye y crea cristalización de parafinas, por ejemplo, algunos problemas se han asociado con el cambio repentino de las temperaturas desde el pozo en el mar, hasta las líneas que están inmersas en el agua a 4 C. Este cambio de temperatura causa que una gran cantidad de parafinas cristalicen y se depositen en la superficie de los ductos, problema que requiere de una limpieza continua. La presión como tal tiene muy poca influencia en la solubilidad de las parafinas en el aceite. Algo que si hay que considerar es que las reducciones en las presiones originan perdida de volátiles del aceite y pueden inducir la precipitación de las parafinas. Para que la depositación de parafinas sea un problema considerable, las parafinas deben estar depositadas en los poros de la formación o en la superficie de las tuberías. A la par del desarrollo del producto químico, se debe realizar un estudio completo tanto del campo, como de la zona donde se ubica el pozo en el que se desean realizar los trabajos. Con el objetivo de comprobar el desempeño de la limpieza en un pozo del Activo Integral Samaria Luna, se ejemplificará con el estudio en un pozo del Activo antes mencionado, en específico del pozo Iride MATERIAS EXTRAÑAS Materias extrañas como incrustaciones, sales y productos de la corrosión, sirven como núcleos alrededor de los cuales puede cristalizar la parafina fig. 2. Cuando este mecanismo comienza, tiende a producir un continuo crecimiento de los cristales. Estas partículas que actúan como núcleos para la formación de pequeños y grandes cristales de parafina, incrementan la tendencia a la precipitación. Entre los residuos encontrados en los depósitos de parafinas se tiene: Calcita, cristales de cloruro de sodio, sulfatos de calcio y bario, oxido de hierro, carbonato de hierro, calcio y magnesio. Fig. 2 Deposición de parafina por presencia de materias extrañas. Página 11

19 ANALISIS DE LA INFORMACIÓN. Pozo Íride 1136 El pozo Íride 1136 se perforó de Diciembre del 2006 a Mayo del 2007, terminándose el 24 de Mayo de 2007, con F-72 disparan intervalos md y md pertenecientes al Cretácico (K.S.). GEOLOGÍA Y UBICACIÓN. Pozo Iride-1136 El pozo se encuentra ubicado hacia el norte de un Bloque Central del Campo Íride y que está estructuralmente más elevado respecto del Bloque oriental y estructuralmente mas bajo que el Bloque occidental fig. 3. Estos tres bloques se encuentran estructuralmente más bajos que el Bloque del norte. Los bloques están separados por aparentes Fallas Normales cuyo sistema de esfuerzos no estarían alineados al sistema tectónico regional por cuanto el sistema de esfuerzos preponderante es el provocado en el Evento Chiapaneco el cual posteriormente liberó su energía con Fallas Transtensivas que podrían ser la causa de esta interpretación que presentan en el Modelo Estático. Fig. 3 Localización del Pozo Iride Página 12

20 La formación productora corresponde en realidad al Cretácico Superior. El pozo está en la parte superior del Bloque y sería menester conocer la historia de producción de los pozos vecinos. El pozo Iride-1136 tiene dos intervalos productores: uno a md ( mv) y otro a md ( mv). En cuanto a los pozos pertenecientes al bloque donde se encuentra el pozo Íride 1136, tenemos a los pozos Íride 1128, Íride 3126, Íride 1126, Íride 126, fig. 4. Fig. 4 Sección Estructural. Como se puede observar en la Imagen anterior, el Contacto Gas-Agua se encuentra aproximadamente a mv de la cima del primer intervalo ( md), por lo que es recomendable, a fines de evitar la producción de agua, realizar las limpiezas con sistemas no ácidos, por lo que el producto NQ-105 es ideal para la remoción de depositaciones orgánicas. Con relación al contacto Agua-Aceite, se encuentra a 3900 mv, si se considera que el último disparo se encuentra a mv, es decir 30 mv por debajo, por lo que tiene un flujo mínimo. Página 13

21 ESTADO MECÁNICO DEL POZO. Fig. 5 Estado mecánico del Pozo Iride Página 14

22 Tal como se puede ver en la Imagen, el pozo Iride-1136 tiene dos intervalos productores: a md ( mv) y md ( mv), con una tubería de producción de 3 ½, en la cual está instalado un mandril de 3 ½ y empaque de 7 acoplado a la tubería de revestimiento. El estado mecánico del pozo nos sirve para conocer las características físicas del pozo que debemos tomar en cuenta en la dosificación del producto (número de disparos, diámetros de las tuberías, distancias, etc.) DATOS DE PRODUCCIÓN Grafica. 1 Comportamiento de la Producción de Aceite del Pozo. En la grafica 1 se observa la gran frecuencia con la que se ha utilizado el Gas de BN para recuperar la producción del pozo, la cual decae por los problemas de depósitos orgánicos. Actualmente el pozo produce franco por la TP, con una producción en ligero declive en el orden de los 900 bpd de aceite, sin corte de agua alrededor. En la Gráfica 1 se puede apreciar la gran recurrencia con la que el pozo es sometido a la limpieza para eliminar los depósitos de asfáltenos y parafinas, teniendo una periodicidad en promedio de entre 7 a 15 días entre cada limpieza. Página 15

23 Registro de Gradientes. Pozo Iride Página 16

24 Si el pozo estuviera libre de los depósitos orgánicos, la producción pudiera restituirse hasta niveles de bpd, sin embargo la frecuencia con la que se ejecutan las limpiezas para eliminar los depósitos orgánicos ha permitido mostrar la seria problemática que representan la depositaciones de asfáltenos y parafinas. Además se puede observar que durante los últimos 10 años, se ha presentado una caída en la presión del yacimiento, lo que ha influido en el aumento de la demanda de Gas BN. CARACTERIZACIÓN DEL CRUDO (Ir-1136) Tabla 2 Resultados de la caracterización del crudo proveniente del pozo Iride Derivado del diagnóstico anterior se propone realizar un bombeo directo del producto NQ-105 con Xileno hasta los intervalos disparados 4000mD mD para con esto aumentar la producción del pozo. Se propone Xileno con el producto NQ-105 que desplace el crudo para permitir que el producto dosificado tenga mayor contacto con la formación. La dosificación del producto se realizaría con una bomba de alta presión. Página 17

25 DIAGNOSTICO Analizando los datos de las calibraciones recientes, se puede observar que se han presentado las siguientes restricciones: Página 18

26 Página 19

27 Datos de las obstrucciones encontradas durante las últimas calibraciones Por el comportamiento de las restricciones evidenciadas durante las calibraciones del 3 de mayo 2010, 10 de junio 2010 y 15 de julio 2010 a las profundidades de 3630md, 3660 md y 3607 md, por lo que se recomienda realizar una limpieza del aparejo de producción con énfasis en: Mandril ( md) Camisa de circulación ( md) Extremo del aparejo de producción (3722 md) Página 20

28 Adicional a esto se propone un tratamiento de limpieza directa en los intervalos de los disparos de producción, con el objetivo de diluir los depósitos orgánicos y restituir la producción del pozo. Fig. 6 Localización de las obstrucciones encontradas durante las calibraciones. El pozo Iride-1136 presenta un daño en formación y obstrucción en la tubería de producción por precipitación de orgánicos asociados a las variaciones de las condiciones de operación del sistema de levantamiento artificial BN. Por las evidencias físicas detectadas en el pozo se asume que la principal zona de depósito es desde el yacimiento hasta las profundidades cercanas a md. El pozo puede ser optimizado variando las condiciones de flujo, tanto en el yacimiento (bombeo de fluidos forzados a formación) como en la tubería de explotación (flujo anular o variaciones de estranguladores), limpiezas de aparejo, de acuerdo a las necesidades de producción de Pemex. Página 21

29 UNIDAD 2: SEGURIDAD EN LA LOCALIZACIÓN Con el fin de asegurar una operación libre de incidentes de seguridad y/o calidad, es Obligatorio que todo el personal asista a la reunión de seguridad donde se hará énfasis en lo siguiente: Todo Personal deberá utilizar Equipo de Protección Personal Completo, es decir, casco, lentes, overol, botas y guantes. El personal involucrado en la mezcla de fluidos deberá usar goggles, guantes de hule y mascarilla de respiración y peto o mandil. Debido a que se utilizará un fluido flamable, es necesario que el cliente proporcione equipo de contraincendios. Además deberá haber por lo menos un extintor de fuego por cada unidad listo para utilizarse en caso de conato de incendio. Se discutirán los Pasos Operativos y Planes de Contingencias antes de comenzar la Operación con todas las personas involucradas. Antes de la operación se deberán realizar las respectivas pruebas de presión a todos los componentes superficiales. Revisar el estado del árbol, líneas a presas y válvulas del pozo antes de realizar las maniobras de instalación, se deberá revisar la integridad y funcionamiento de las válvulas del pozo. Se nombrará un conductor y vehículo asignado que transportará a algún herido en caso de haberlo, al centro de atención más cercano. Durante el bombeo de fluidos a alta presión se debe minimizar el número de personas expuestas a la línea de bombeo, el supervisor o una persona designada son las únicas personas que puede estar en esa área. El área de alta presión se mantendrá acordonada. La operación debe realizarse libre de fugas y se debe evitar golpear alguna línea si la presión no ha sido desfogada. Página 22

30 Análisis de Seguridad. De acuerdo con las normas de seguridad, PEMEX recomienda en cada uno de sus trabajos, las siguientes actividades que deben acatarse: Designar un encargado de seguridad. Mantener en todo momento de la operación personal de seguridad industrial y equipo de contra incendio en condiciones optimas de operación. Reunión con personal de Pemex y Compañías para definir aspectos operacionales durante el tratamiento. Disposición del área de control y equipos extintores. Uso de cascos de seguridad, anteojos, protectores y mascarillas de respiración del personal trabajando con materiales que así lo requieran. Procedimiento de evacuación en caso de emergencia Página 23

31 CREDENCIALES Y CURSOS NECESARIOS INSTITUTO DE CAPACITACION PARA LA INDUSTRIA MARÍTIMA Y PORTUARIA, S.C. Curso Básico de Seguridad para el Personal que labora en unidades móviles y fijas costa afuera (RMOU). Los cursos que se imparten en este Instituto, son formulados bajo la guía de los cursos modelo Organización Marítima Internacional (OMI), atendiendo al Convenio Internacional sobre Normas de Formación, Titulación y Guardia para la gente de mar 1978 en su forma enmendada en 1995 (STCW/95). El Instituto de Capacitación para la Industria Marítima y Portuaria (CIMAR) esta consiente de que no es tarea fácil obtener el éxito en el área de capacitación, más si esta capacitación se refiere a la seguridad de la vida humana en el mar. La formación de este curso está dirigida a todo el personal de modalidades especiales que va a realizar trabajos costa afuera; a bordo de plataformas y unidades móviles que operan mar a dentro los cuales deben tener una formación de seguridad marítima y preparación para casos de emergencias, tal y como lo establecen las resoluciones A.538 (13) y A.828 (19) de la Organización Marítima Internacional (OMI). Estas resoluciones se refieren al establecimiento de normas teóricas-prácticas que obligadamente deben observar todos los tripulantes de plataformas y unidades móviles que operan mar adentro. El Instituto de Capacitación para la Industria Marítima y Portuaria (CIMAR), no escatima esfuerzo alguno para ser lo más claro y objetivo en la capacitación teniendo como recompensa, poder participar para alcanzar el objetivo principal tanto de la Organización Marítima Internacional (OMI), como de la Autoridad Marítima Nacional; Garantizar la Seguridad de la Vida Humana en el Mar. Página 24

32 CURSO BASICO DE RIG PASS El propósito de CIMAR al impartir el curso básico de RIG PASS para el personal que labora en las instalaciones terrestres y marinas dedicadas a la perforación y extracción de hidrocarburos, es capacitar al participante para evitar accidentes y enfrentar con éxito una situación de emergencia. El desarrollo del curso está avalado por un organismo internacional llamado IADC (International Association of Drilling Contractors) Fig.7. El cual agrupa a todas empresas líderes dedicadas a la perforación petrolera que administran de una manera correcta la seguridad. Fig. 7 Credencial de acreditación RIG-PASS Página 25

33 LIBRETA DE MAR Credencial de Acreditación y Certificación a nivel internacional, Avalada por la IADC, Fig. 8. Fig. 8 Libreta de Mar expedida por la Capitanía del Puerto, Tuxpan, Veracruz, México. Página 26

34 UNIDADES Y EQUIPOS REQUERIDOS PARA LA INTERVENCION CONTENEDORES CON PRODUCTO QUIMICO CAMION HIAB PARA LEVANTAMIENTO DE CONTENEDORES CAMION PIPA DE 10,000 LTS DE AGUA. CAMION PIPA DE 6,500 M3 DE NITROGENO GASEOSO 2 CAMION CISTERNA 30,000 LTS PARA EL XILENO UNIDAD DE ALTA PRESION UNIDAD DE INYECCIÓN DE NITROGENO BAÑOS LETRINA UNIDAD DE LUMINARIAS CON GENERADOR BOMBA PARA TRASEGADO MANGUERAS Y CONEXIONES VEICULO PARA TRANSPORTAR HERIDOS EQUIPO DE SEGURIDAD (LETREROS INDICADORES, EXTINTORE, ETC.) Página 27

35 DIAGRAMA DE OPERACIÓN Y ENSAMBLE DE LINEA DE BOMBEO Plano. 1 Localización de equipos. Se puede observa en el plano la colocación de las pipas, cada una con los contenidos a bombear, el orden en que serán bombeados se explica detalladamente más adelante. Página 28

36 ANÁLISIS NODAL EN POZOS PRODUCTORES Los análisis que se realizan de un sistema de producción en su conjunto, permite predecir el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos, como resultado de este análisis, se puede obtener por lo general una mejoría en la eficiencia de flujo, o bien un incremento en la producción. El procedimiento de análisis de sistemas o también conocido como análisis nodal, es uno de los medios apropiados para el análisis, diseño y evaluación, tanto en pozos fluyentes, intermitentes o con sistemas artificiales de producción. El análisis nodal, evalúa un sistema de producción dividido en tres componentes básicos: Flujo a través de medios porosos Flujo a través de tubería vertical o de producción (T.P.) Flujo a través de la tubería horizontal o línea de descarga (L.D.) Para la predicción del comportamiento en cada uno de los componentes, se obtiene la caída de presión en cada uno de ellos. Para la obtención de las caídas de presión, se deben de asignar nodos en diversos puntos importantes dentro del sistema de producción, por lo tanto, se varían los gastos de producción y empleando un método de cálculo adecuado, se calcula la caída de presión entre dos nodos. Después, se selecciona un nodo de solución y las caídas de presión son adicionadas o sustraídas al punto de presión inicial o nodo de partida, hasta alcanzar el nodo de solución o incógnita. En un sistema de producción se conocen siempre dos presiones, siendo estas la presión del separador (PSep) y la presión estática del yacimiento (Pws). Por lo tanto teniendo la presión en alguno de estos dos nodos, se pueden determinar las caídas de presión en algún punto intermedio. La evaluación del sistema de producción por medio del análisis nodal, puede ayudarnos a la solución de problemas; en donde se incluyen caídas de presión a través de: Estranguladores superficiales y de fondo Diámetros de aparejos de producción Válvulas de seguridad, etc. Los resultados del análisis del sistema, no solamente permiten la definición de la capacidad de producción de un pozo, para una determinada serie de condiciones, sino también muestran como los cambios en cualquier parámetro afectan su comportamiento. Página 29

37 SISTEMA DE ANALISIS POR NODOS Fig. 9 Análisis Nodal. De los datos del pozo Íride, Fig. 9: Pws = 102 kg/cm 2 Psep = 9.8 kg/cm 2 Pwf = 83 kg/cm 2 Pwh = 15 kg/cm 2 Con los datos obtenidos calculamos las Caídas de Presión en el Nodo 2, en la cabeza del pozo: Py = Pws Pwf = 102 kg/cm 2 83 kg/cm 2 = 19 kg/cm 2. Pc = Pwf Pwh = 83 kg/cm 2 15 kg/cm 2 = 68 kg/cm 2. Pp = Pwh Psep = 15kg/cm kg/cm 2 =5.2 kg/cm 2. Sustituimos para obtener la pérdida total: Pws Psep = Py + Pc + Pp 102 kg/cm kg/cm 2 = 19 kg/cm kg/cm kg/cm kg/cm 2 = 92.2 kg/cm 2 Página 30

38 CURVAS DE OFERTAS Y DEMANDAS DE ENERGIA EN LA CABEZA DEL POZO Calculamos la capacidad de producción del sistema mediante las curvas de ofertas y demandas de energía en la cabeza del pozo, Fig. 10: Fig. 10 Nodo situado en la cabeza del pozo. Presión de llegada al Nodo Pwh (oferta) = Pws - Py - Pc - Pp Pwh (oferta) = 102 kg/cm 2 19 kg/cm 2 68 kg/cm kg/cm 2 Pwh (oferta) = 9.8 kg/cm 2 Presión de salida del Nodo Pwh (demanda) = Psep Pwh (demanda) = 9.8kg/cm 2 Página 31

39 Grafica de curvas de oferta y demanda. Grafica. 2 Grafica de oferta y demanda. La caída de Presión, en cualquier componente vari con el caudal. Por lo tanto, un grafico de la presión en el nodo el caudal producirá 2 curvas, las cuales se interceptaran satisfaciendo las condiciones 1 y 2 antes mencionadas, grafica 2. Este análisis nodal y las curvas de oferta y demanda fueron diseñadas específicamente para determinar la situación del pozo íride 1136, este diseño no se proporciono por el personal de Pemex, fue realizado en el departamento de gerencia de tecnología por el Ing. Armando García Domínguez. Por los resultados obtenidos se debe bombear a la formación en conjunto con el nitrógeno nuestro sistema NQ 105 con Xileno en una relación: 95 % Xileno, 5 % NQ 105. Por medio de la tubería de producción midiendo la presión de inyección a un gasto de ½ bpm para posteriormente aumentar el gasto de bombeo por etapas registrando la presión de inyección a gasto por etapa. Al continuar con el aumento de gasto, esto permitirá una penetración del fluido a la matriz en forma radial circular limpiando las gargantas de los poros. Página 32

40 CALCULOS DE VOLUMEN EN TUBERIA DE PRODUCCION. Se agregaron m 3 mas, para asegurar que el producto químico junto con el xileno, tenga una penetración radial en la formación. Página 33

41 SIMULACIÓN DEL TRATAMIENTO Fig. 11 Profundidad vs Penetración Radial. La simulación realizada con el Software Stim Cade, muestra que con los fluidos propuesto se obtiene una penetración radial en la formación de 5.61 m. Con esto aseguramos que el producto químico llegara a la formación y actuara para destapar los canales naturales y evitar nuevas depositaciones orgánicas. Página 34

42 CEDULA DE BOMBEO Tabla 3 Cedula de bombeo diseñada para la limpieza. Secuencia de Inyección Volumen (m 3 ) Gasto (bls/min) Gasto de N 2 (m 3 /min) Presión en TP (psi) Presión en TR (psi) Tiempo de bombeo (min) Pre colchón de Nitrógeno Xileno + NQ-105 Segundo colchón de N 2 5, , , , ,062 1, TOTALES 8, H.I.S. Armando García Domínguez. La siguiente cedula de bombeo, fue diseñada en base a las condiciones y situación actual del pozo, con los cálculos obtenidos se determinan los volúmenes, gastos y presiones con las que se van a inyectar los fluidos. RECOMENDACIONES La variación de esta cédula de bombeo, estará sujeta al comportamiento de la presión de admisión de los fluidos de tratamiento de estimulación durante la operación, la cual puede ser modificada si la presión de admisión incrementa y de común acuerdo entre los involucrados. El pozo se debe abrir por estrangulador más pequeño para aprovechar la energía de retorno del nitrógeno. El Moto compresor deberá estar listo para inducir pozo bombeando gas en caso de no arrancar el pozo con BN. Página 35

43 UNIDAD 3: PROTOCOLO DE OPERACIÓN (Secuencia del Tratamiento) El siguiente Protocolo de Operación, fue diseñado para por el Ing. Armando García Domínguez, en base a su experiencia y conocimientos adquiridos en la empresa HIS en el departamento de Servicio Técnico. 1.- Efectuar junta de seguridad con personal de PEMEX, Schlumberger y otras Compañías involucradas. En la junta se analizarán los siguientes puntos: Describir el objetivo y la secuencia de la operación. Describir condiciones especiales o críticas para el éxito de la operación. Definir las acciones preventivas y correctivas durante la operación. Obligación del uso de cascos de seguridad, anteojos, protectores y mascarillas de respiración del personal trabajando con materiales que así lo requieran. Guantes de látex, 36oles y mandiles de plástico para los que manejan ácido. Disposición de equipos extintores. Procedimiento de evacuación en caso de emergencia. Fig. 12 Junta de Seguridad, foto tomada en campo. i Antes de realizar cualquier actividad, es necesario realizar una junta de planeación de actividades, esto con el fin de evitar accidentes y operaciones riesgosas e innecesarias, todo el personal debe de estar enterado de las actividades a realizar, estos puntos son tratados más adelante en el análisis de seguridad. Página 36

44 2. Levantamiento de Producto Químico NQ-105, 8:00 hrs. Fig. 13 Camión IAV. i Los contenedores se levantaron con un HIAB Fig. 13 y se llevaron al pozo. Los contenedores con el producto químico Fig. 14, son levantados cuidadosamente y colocados en posición para hacer el trasvase de producto químico a las pipas con el xileno. Fig. 14 Contenedores con producto químico NQ-105. i Página 37

45 3.- Salida del convoy de las Instalaciones de Schlumberger con todos los equipos, personal, y unidades de bombeo hacia el pozo Fig. 15. La unidad de nitrógeno salió de sus instalaciones y llego al pozo mas tarde. Fig. 15 Salida de convoy hacia el pozo. i Una vez estando todos los equipos y personal reunidos en un punto especifico, se procede a trasladarnos al lugar de trabajo, en este caso al pozo íride 1136, no pueden llegar antes personal al lugar, ya que es un zona restringida y no se permite el paso a personas ajenas a PEP, solo con previa autorización. Página 38

46 4.- Instalar los equipos de bombeo y líneas de tratamiento con todas las medidas de seguridad y equipo de seguridad Fig. 16. Fig. 16 Armado de línea de bombeo de alta presión. i 5.- Instalación de la línea de bombeo de Alta Presión de la bomba hacia la conexión tipo y. Fig. 17. Fig. 17 Línea de alta presión Instalada. i Se instala una línea de bombeo de alta presión, desde la bomba principal encargada de bombear el producto químico con el xileno hasta la cabeza del pozo. Siguiendo todas las normas de seguridad. Página 39

47 6. Instalación del Manifold de Alta Presión. Fig. 18 Instalación del Manifould. i Previo antes a la cabeza del pozo se conecta una conexión tipo y fig. 19 para que por aquí sea bombeado por un lado la mezcla del producto químico junto con el xileno y del otro lado ingrese el nitrógeno, esto se controla por medio de un arreglo de válvulas (manifold). Fig. 19 Conexión tipo y roscada. i Página 40

48 Manifold de Alta presión. Este tipo de manifold sus conexiones son de cuerda de rosca de golpe, y son apretadas median unos golpes con un mazo hasta llegar al apriete correcto, se hacen pruebas de presión que son descritas más adelante en el protocolo de operación. 7. Acoplamiento de Tubería de Alta Presión a la cabeza de Pozo, Fig. 20. Fig. 20 Conexión a la TP. i Para poder acoplar la tubería de alta presión a la cabeza del pozo es necesario desmontar la brida que ya está instalada en la tubería de producción, es necesario cerrar la válvula superior para que no se corra ningún riesgo de fuga de algún fluido y se pueda trabajar con seguridad. El pozo tiene varias válvulas que controlan la TP, TR, y línea de descarga, así como válvulas auxiliares. Los que van a instalar la línea de bombeo de alta presión a la cabeza del pozo, deben de contar con su equipo de seguridad personal y un arnés con cuerda de vida, ya que el árbol de válvulas tiene una fosa con una profundidad considerable que es usada como protección, de no contar con el armes de seguridad se corre el riesgo de una caída hacia la fosa. Página 41

49 8. Bomba Principal de Alta Presión. Fig. 21 Bomba de Fluidos de Alta Presión. i Usos y aplicaciones del equipo de bombeo: Bombear químicos y solventes a los pozos. Realizar pruebas de presión a lubricadores y oleoductos de los contratistas. Realizar pruebas de presión a tuberías de un pozo. Aumentar la presión en las válvulas de seguridad en el subsuelo controladas en la superficie (SCSSV, por sus siglas en inglés) para igualarlas antes de la apertura. Realizar pruebas hidráulicas en los carretes de la tubería y en oleoductos nuevos. Retener la presión en los ánulos (cubierta) durante la fracturación de pozos. Página 42

50 9. Recircular y cebar bombas para evitar cavitación durante el bombeo. 10. Probar líneas superficiales a TP con 4,500 psi. Colocar sensor de presión en TR (Opera con BN). 11. Desfogar las líneas superficiales para proceder a alinear el pozo. 12. Trasvase de Producto Químico NQ hacia las pipas con xileno Fig. 22. Fig. 22 Trasvase de Producto químico. i El producto químico tiene que ser mezclado con el xileno antes de ser bombeado al pozo, la capacidad de las pipas es de 30m 3, la mezcla se hace al contacto por lo que no hay necesidad de mover los líquidos, se debe tener en cuenta el equipo de seguridad necesario para el manejo de productos químicos así como el equipo contra incendios debe de estar presente en caso de un accidente. Página 43

51 Bomba utilizada para el trasvase de la marca Ingersoll Rand, Fig. 23. Fig. 23 Bomba de Diafragma. i Para hacer el trasvase se utilizo una bomba ingersoll rand, esta bomba funciona mediante un diafragma, tiene una entrada de succión y una de descarga de 1 pulgada, y trabaja con aire. En campo no se puede utilizar la electricidad por que se trabaja con líquidos flamables y es de alto riesgo que sea provocado un incendio. Esta bomba tiene la capacidad de trabajar con líquidos viscosos y es resistente a la corrosión, para alimentarla se conecto al compresor de aire de la pipa, es necesario colocar una charola para que en caso de haber una fuga o derrame de un liquido no llegue a contaminar el suelo, esto es muy importante porque se debe de cuidar el medio ambiente y seguir las normas de seguridad. Página 44

52 13. Abrir el pozo y anotar valor de presión en TP, TR y línea de descarga antes de iniciar la operación, fig. 24 y 25. Presión en TR = 61 kg / cm 2 ; Presión en TP = 15 kg / cm 2 Fig. 24 Lectura en TR. i Presión en la Línea de Descarga = 9.8 kg / cm 2 Fig. 25 Lectura en la línea. i Página 45

53 14. Monitorear comportamiento de la TR y re presionar con BN el espacio anular del pozo si se requiere. Colocar al menos una presión testigo de 500 psi. Compresor de inyección de gas proveniente del mismo pozo (MURPHY) fig. 26. Fig. 26 Compresor MURPHY. i Con este compresor, se inyecta mmpcd de gas por el espacio anular proveniente del mismo pozo (Bombeo Neumático), con el fin de ayudar a levantar la producción de crudo, este compresor es operado por la empresa VALERUS y el personal de Pemex le indica los valores y la operación del mismo. Fig. 27 Presión Testigo = 800 Psi. i Página 46

54 15. Inyectar por la Tubería de producción un pre colchón de nitrógeno para desplazar el crudo que se encuentre en la tubería de producción hacia el yacimiento fig. 28. Fig. 28 Unidad de inyección Nitrógeno. i El proveedor del equipo y del nitrógeno fig. 29, fue por parte de la empresa PRAXAIR, la cual instalo otra línea de bombeo de alta presión y fue acoplada a la línea de bombeo principal para ser bombeado al pozo. Fig. 29 Inyección de Nitrógeno. i El equipo sirve principalmente para la mezcla e inyección de nitrógeno y el fracturamiento en coordinación con equipo hidráulico. El sistema de bomba de nitrógeno cuanta con tanque de nitrógeno liquido, bomba de alta presión y sistema de recuperación de calor y vaporización. Página 47

55 16. Inyectar a la formación en conjunto con el nitrógeno nuestro sistema NQ 105 con Xileno en una relación: 95 % Xileno, 5 % NQ 105. Por medio del intervalo de producción midiendo la presión de inyección a un gasto de ½ bpm para posteriormente aumentar el gasto de bombeo por etapas registrando la presión de inyección a gasto por etapa. Al continuar con el aumento de gasto, esto permitirá una penetración del fluido a la matriz en forma radial circular limpiando los intervalos, plano 2. Nuestro producto NQ 105 es un material no reactivo, es decir, no reaccionará con la roca y actuará solamente sobre el daño a la formación por asfáltenos. Plano. 2 Plano de inyección. 17. Posteriormente se inyectará otro colchón de nitrógeno el cual nos permitirá desplazar el sistema que se encuentra en la tubería de producción hacia el yacimiento, según la cedula de bombeo mostrada. Página 48

56 18. Ya estando todo el sistema en el yacimiento se propone proceder a cerrar el pozo durante 2 horas, con el objetivo de tener el mayor tiempo de contacto posible con la formación, y así disolver en mayor medida los asfáltenos y parafinas depositadas. 19. Una vez terminado el desplazamiento, personal de producción PEMEX procederá a cerrar el pozo para posteriormente desfogar las líneas superficiales y entregar el pozo a PEMEX. 20. Pasada los 2 horas se abrirán el pozo dejándolo fluir para comenzar el monitoreo de producción y los fluidos serán desalojados hacia un separador. 21. Se recomienda una vez terminada la operación abrir el pozo por diámetros de estranguladores reducidos para evitar arrastre masivo de finos. 22. Entregar locación en buenas condiciones al representante de PEMEX. Página 49

57 FUNCIONAMIENTO DE UN SEPARADOR En general un separador para realizar sus funciones de retirar todo el líquido del gas y todo el gas del líquido consta de una serie de dispositivos en cada una de sus secciones que ayudan a un funcionamiento más efectivo del separador. Veamos ahora un poco en detalle cómo trabajan algunos de los diferentes tipos de separadores. Se usan generalmente cuando la producción de gas empieza a ser alta, la producción de líquido es más o menos uniforme y no se presentan variaciones bruscas en el nivel de fluido dentro del separador. Cuando hay producción alta tanto de líquido como de gas se usan los separadores horizontales. SEPARADOR TRIFASICO. Son casi siempre verticales u horizontales y aunque no son tan comunes como los bifásicos se usan en aquellos campos donde la producción de agua es muy baja, casi nula, y además ésta no viene emulsionada con el petróleo sino que en la sección de asentamiento de líquido el agua y el aceite se separan por segregación (plano 3). Plano. 3 Diagrama de un separador trifásico. La diferencia entre el separador bifásico y el trifásico está en la sección de acumulación de líquidos pues en este último hay separación de agua y aceite y por tanto la sección de acumulación de líquido tendrá una salida para el agua y una para el aceite y un sistema de control para la interface agua aceite y otro para la interface aceite - gas. Como casi siempre el petróleo es más liviano que el agua la capa de aceite estará por encima de la de agua. Página 50

58 Separador Trifásico móvil utilizado en campo (fig. 30). 1 Fig. 30 Separador Trifásico Móvil, Imagen tomada en campo, la persona que aparece en esta Separador Trifásico foto es utilizado Ing. Armando para la García medición Domínguez. de pozos i en campo. Este es un separador trifásico que es utilizado para pruebas de campo, este es móvil para ser utilizado en varios pozos en los que se requiera una separación de gas y agua, normalmente esto se hace cuando se va a medir la producción neta de petróleo en un pozo, se instala en la línea de descarga del pozo mediante de un arreglo en serie para no afectar la producción. Durante su instalación es necesario cerrar el pozo. i Las imágenes mostradas en este protocolo de operación, son fotografías reales tomadas en campo de los procedimientos mencionados. Página 51

59 Grafica de Gastos, Presiones y Volúmenes Grafica. 3 Grafica Final. Página 52

60 Como podemos observar en la grafica 3, tenemos lo siguiente: Un gasto de N2 constante durante el bombeo Los volúmenes por etapa van en aumento y la presión en la Tubería de Producción inicia aproximadamente en las 350 psi posteriormente van en aumento hasta llegar a las 1100 psi, debido al pre colchón de nitrógeno que es inyectado con el fin de desplazar el crudo que se encuentra en la tubería de producción hacia la formación. Cuando es inyectado el producto químico con el xileno observamos que existe una caída de presión que llega hasta las 500 psi, esto es provocado por que el producto va llenando la tubería de producción. Después aumenta la presión cuando el producto logra llegar a la formación. Posteriormente sigue aumentando la presión seguidas por unas caídas de presión lo cual nos indica que está penetrando el producto por el bombeo de líquidos, con el fin de que el producto llegue a la formación y con esto limpiar los canales naturales del yacimiento y prevenir que se formen nuevas depositaciones orgánicas. Por último, se desplazan los fluidos, mediante otro bombeo de nitrógeno. Una vez realizados todos los procedimientos, se tendrá que darle seguimiento y monitorear las presiones y producción del pozo para evaluar los resultados obtenidos y saber con certeza que el tratamiento fue exitoso. Página 53

61 CONCLUSIONES Ante los resultados obtenidos hemos concluido que el producto NQ-105 es ampliamente recomendable para llevar a cabo los trabajos de estimulación no reactiva en pozos productores de petróleo, en este caso fue probado en el pozo IRIDE 1136 perteneciente al activo SAMARIA LUNA donde el objetivo es reactivar la producción normal de crudo manteniéndola por periodos más largos y reduciendo el número de intervenciones que se están llevando actualmente. El Protocolo de Operación y la Cedula de Bombeo propuestos para la dosificación del NQ-105, permitirá la optima eliminación de los depósitos de asfáltenos y parafinas, ya que durante la inyección del producto químico, fue necesario iniciar bombeando a menor presión y posteriormente ir aumentando gradualmente el gasto lo cual se vio reflejado en la presión de bombeo para lograr una penetración radial a la formación. Anteriormente solo se bombeaba a una sola presión y gasto, y no se obtenían los resultados deseados debido a que no lograban penetrar en la formación. Cabe aclarar que si no existe un bombeo adecuado, el tratamiento no tendría efecto y no se lograrían obtener los resultados adecuados. Hemos concluido que la prueba se realizo satisfactoriamente, de acuerdo al Protocolo de Operación y Cedula de Bombeo propuestas. Todos los procedimientos fueron realizados con todas las medidas de seguridad y equipos adecuados para la intervención, y con esto satisfacer las necesidades del pozo. Página 54