21-Reductor de Viscosidad Bifasico Para Crudos Pesados

REDUCTOR DE VISCOSIDAD BIFÁSICO PARA CRUDOS PESADOS

LAS HERAS - 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.    O    S    O    C    S    I    V    O    E    L     Ó    R    T    E    P    L    E    D    S    A    M    E    L    B    O    R    P

ALTA PRESIÓN DE LÍNEA ALTA CARGA EN VARILLAS

DILUYENTES: ALTO COSTO

APRISIONAMIENTO DE LA HERRAMIENTA

CALOR/VAPOR: ALTO COSTO

DIFICULTAD EN EL TRANSPORTE

REDUCTORES: BAJA EFICIENCIA

DEFICIENTE LLENADO DE BOMBA

 S   O L   U  C   I    O  N E   S   C   O  N  V  E   N  C   I    O  N  A  L  E   S 

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

38.1

24.7

11.7

25.5

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

TECNOLOGÍA

Sin producto químico

Con producto químico

ENSAYOS DE LABORATORIO PC-2152 - Viscosidad de fluído antes y después del tratamiento T= 10

C

T= 20

°

C

T= 30

°

T= 50

C

°

C

°

T= 80

C

°

ESQUEMA DE INSTALACIÓN

ESQUEMA DE INSTALACIÓN  Adecuaciones para invierno: Equipo de Agua

 Aislación de mangueras con Isolant.

Equipo de Producto

Recubrimiento con tubería y soterrado.

Sistema de calefacción de producto con cinta calefactora Heat- Tracing y sensor de Temperatura.

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 Parafinas 9% Asfaltenos 17%

C

°

10000

Viscosidad Muestra Hidratada (Cp)

1000 100

   p    C

10 1 40°C Longitud de línea: 340m Diámetro: 3”

50°C

60°C

70°C

RESULTADOS OBTENIDOS – PC-2087

 Antes del ensayo

Después del comienzo del ensayo

RESULTADOS OBTENIDOS – PC-2087

RESULTADOS OBTENIDOS – PC-2087

Resultados Obtenidos

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 Parafinas 2% Asfaltenos 22%

C

°

PC-2144 - Viscosidad Muestra Hidratada 100000

10000

1000    p    C

100

10

Longitud de línea: 1200m Diámetro: 3”

1

20°C

30°C

40°C

50°C

RESULTADOS OBTENIDOS – PC-2144

 Antes

Iniciado el Tratamiento

RESULTADOS OBTENIDOS – PC-2144

RESULTADOS OBTENIDOS – PC-2144

OTROS POZOS EN TRATAMIENTO Antes Pozo

Inicio del Tratamiento

Después

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

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.