PROYECTO

REGION MARINA SUROESTE

Paraíso, TabascoMarzo, 2015

Estimulación bacterial de pozos: Control de parafinas y asfaltenos,mejora características de flujo en aceites.

Limpieza de ductos en superficiePara depositos de parafinas y asfaltenos en lineas superficiales.

Tratamiento de aceite-agua en deshidrataciónRompedores de emulsion, no se utilizan químicos tóxicos

Control de Incrustaciones y Tratamiento de aguasTanto de inyección como residuales

Mejorador de flujo y antiespumanteReduce viscosidad y tensión interfacial; no se utilizan químicos tóxicos

Limpieza de Tanques de almacenamientoTransforma acumulaciones de fondo del tanque en HC´s líquidos

• El flujo del pozo se da posterior altratamiento bacterial

• Se alcanza flujo con tendencia aestabilizar poco menor a 2000 bpd

Zona deAceite ligero

Zona Caliente

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

23/06/2000 22/08/2000 21/10/2000 20/12/2000 18/02/2001

BOPD

PretreatmentMicrobe Stimulation

• Tratamientos basados enpruebas de laboratorio ytiempo de contacto

• Intervalos de tratamiento porsemana y mensual

• Durante el tratamiento sedebe evitar aplicar biocida

• Control de Parafinas &Asfáltenos

• Control de incrustaciones• Control de Corrosión

Control de Parafinas

Muestra de linea de flujoTratamiento de 30 dias del pozo

Rompedores de emulsión• Modelo Cairns

– Las células actúan comopuente de mojamiento

– La eficiencia de separación serelaciona a la hidrofobicidad dela superficie de la célula.

Forma Celular Bacterial“Puente de Mojamiento”

Punto deCoalescencia

Incrustación sin tratar Tratamiento Corroso-Bac• Productos Microbianos– Surfactantes, solventes– Acidos Organicos

• Mecanismos– Quelantes, dispersión– Antiprecipitación– Mismas propiedades de

inhibidores convencionales

• La película previene corrosiónen superficies metalicas.

CaSO4

BaSO4

• Mejora en inyectividad• Control de incrustaciones

– CaCO3

– CaSO4

– BaSO4

• Corrosiónbajo la incrustación

• Rompedor de Emulsiones• Aceite remanente

– Mojabilidad– kw

– Effectividad en fasedisuelta

•Muestras agua de inyecctratamiento 3 semanas

• Tendencia a la Incrustación delagua de inyección

– CaCO3 , CaSO4

• Productos Biológicos– Acidos organicos– Biosurfactantes

• Mecanismos– Dispersión & Quelación

• Aceite pesado• 17 API

– Asfaltico• Problemas SAP

– Mayor consumo de HP’s– Fallas en bombas– Altos costos asociados

• Rompimiento de emulsiones,sin utilizar químicos tóxicos.

• Remoción de impurezas• Reducción de sedimentos

los convirtierte en una clasificaciónno dañina.

• Recuperación de Producto:Transforma acumulaciones de fondodel tanque en hidrocarburos líquidos

• Tratamientos basados en pruebasde laboratorio

• Exposición del producto en reposoo dinamico.

• Líquido a circular• Circulación intermitente• Mezcla de Producto• ~ tratamiento por semanas

aceite & aguaagua residual

y sólidos

Circulaciónbomba

Exposición del producto en reposo / Recirculación periodica / separación de fases

Gracias

Temperaturas > 100 C

(Las bacterias + Inhibidor de AT Toleran hasta 150 C).

Se han aplicado en Región Norte y en pozos de Región Sur en pozoscon temperaturas de fondo de 140 C.

Los solventes tales como: Xileno, Paragón, Targón, Tetracloroetileno, etc.

Ácidos tales como: HCL, HF+HCL

Salinidad > 200,000 ppm (no absoluto); Hasta 300,000 o 400,000 ppm conInhibidor de AT.

Densidad > 8 °API

H2S <10,000 ppm (fase H2O)

Exposición al medio ambiente sin alimento

Pruebas de laboratorio

Productos Aceite LigeroParafinicoAlta Temp.

Aceite PesadoParafinicoBaja Temp.

Aceite PesadoAsfaltico

Alta Temp.

Parabac-E 60% 60% 20%

Parabac-BB 20% 20% 60%

Parabac-C 20% 20% 20%

INHIBIDOR ALTATEMP

30% del PARABACTOTAL

20% del PARABACTOTAL

MEJORADOR DEFLUJO

15% del PARABACTOTAL

15% del PARABACTOTAL

Dispersante deParafinas

15% del PARABACTOTAL

Presentación de BacteriaBase aguaSe mezcla con KCL o Aceite Ligero paraaceites pesados con 6% de KCL

Muestra Parafinas%

Asfaltenos % Resinas %

Saturados%

Aromáticos Volátiles % Viscosidad@19 C

Tratabilidad

PozoKanab-31

48.2 3.6 1.8 37.2 31 7.02 11.3 2+

PozoSinan-111

42.4 0.9 1.6 56.4 11.5 9.45 6.1 2+

PozoUech-32

42 0.3 1.3 46.2 21.7 9.32 6.8 2+

PozoXanab-31

47.1 3.4 1.8 35.3 34.4 8.66 10.9 3+

PozoYaxche-3

47.6 4.3 1.8 34.3 36.1 6.79 12.2 3+

LíneaIxtal-A

51 1.8 4.8 37.5 34.6 7.41 16.8 3+

LíneaPol-AChuc-1

49.3 4.5 2.2 29.1 34.2 12.91 12.5 3+

LíneaPol-D

48.7 3.5 2.4 30.6 32.8 13.35 9.3 2+

1. Efectuar pruebas de hermeticidad a líneas superficiales y válvulas

2. Para depósitos orgánicos Evaluar efectuar limpieza de línea superficial bombeandosolventes a la línea superficial y posteriormente empacar línea y reposar 12 horas.

3. Bombear baches: de Solvente + Bache de Ácido (HCL p/CO3`s y HF+HCLp/Arenas) a formación para depósitos orgánicos e inorgánicos en la vecindad delpozo, Posterior inducir pozo con N2 hasta obtener 100 % fluidos de formación.

4.Con TF en cima de los disparos bombear mezcla de Estimulación Bacterial contraformación a bajo gasto, en caso de tener un volumen > 40 m3 considerar bombearen directa a través de TP.

Para pozos no productores mantener el pozo cerrado durante 7 díasPara pozos productores de bajo gasto considerar 5 días de cierre.

5. Posterior a la apertura del pozo, alinear a bateria para limpieza de fluidos,estabilizar flujo y medir pozo a las mismas condiciones de operación previas alcierre para su Evaluación.