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REDUCTOR DE VISCOSIDAD BIFÁSICO PARA CRUDOS PESADOS
LAS HERAS - PETRÓLEO VISCOSO
INTRODUCCIÓN P
RO
BLE
MA
S D
EL P
ETR
ÓLE
O V
ISC
OSO
ALTA PRESIÓN DE LÍNEA
ALTA CARGA EN VARILLAS
APRISIONAMIENTO DE LA HERRAMIENTA
DIFICULTAD EN EL TRANSPORTE
DEFICIENTE LLENADO DE BOMBA
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.
SOLU
CIO
NES C
ON
VEN
CIO
NA
LES
DILUYENTES: ALTO COSTO
CALOR/VAPOR: ALTO COSTO
REDUCTORES: BAJA EFICIENCIA
REOLOGÍA DEL CRUDO
Composición Típica
SARA
Paraffins Aromatic HC Resins Asfaltens
38.1 24.7 11.7 25.5
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
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
Sin producto químico Con producto químico
TECNOLOGÍA
PC-2152 - Viscosidad de fluído antes y después del tratamiento
ENSAYOS DE LABORATORIO
T= 10°C T= 20°C T= 30°C
T= 50°C T= 80°C
ESQUEMA DE INSTALACIÓN
ESQUEMA DE INSTALACIÓN
Adecuaciones para invierno:
Aislación de mangueras
con Isolant. Recubrimiento con tubería y
soterrado.
Sistema de calefacción de producto
con cinta calefactora Heat- Tracing y
sensor de Temperatura.
Equipo de Agua Equipo de Producto
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%
1
10
100
1000
10000
40°C 50°C 60°C 70°C
Cp
Viscosidad Muestra Hidratada (Cp)
Longitud de línea: 340m Diámetro: 3”
RESULTADOS OBTENIDOS– PC-2087
Antes del ensayo Después del comienzo del ensayo
RESULTADOS OBTENIDOS– PC-2087
Resultados Obtenidos
RESULTADOS OBTENIDOS– PC-2087
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:
1
10
100
1000
10000
100000
20°C 30°C 40°C 50°C
Cp
PC-2144 - Viscosidad Muestra Hidratada
Agua total 35% Punto de escurrimiento 15°C Parafinas 2% Asfaltenos 22%
Longitud de línea: 1200m Diámetro: 3”
RESULTADOS OBTENIDOS– PC-2144
Antes Iniciado el Tratamiento
RESULTADOS OBTENIDOS – PC-2144
RESULTADOS OBTENIDOS– PC-2144
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-2059 11/08/2011 4.0 187 7.0 100
PC-2090 21/09/2011 4.0 150 5.74 70
PC-2084 06/12/2011 5.0 130 5.0 38
PC-2087 28/07/2011 2.0 160 3.9 60
PC-2144 06/12/2011 2.0 340 2.25 35
RESULTADOS – OTROS POZOS
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.
CONCLUSIONES