REDUCTOR DE VISCOSIDAD BIFÁSICO PARA CRUDOS PESADOS

REDUCTOR DE VISCOSIDAD BIFÁSICO PARA
CRUDOS PESADOS
LAS HERAS - PETRÓLEO VISCOSO
INTRODUCCIÓN
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
SOLUCIONES CONVENCIONALES
PROBLEMAS DEL PETRÓLEO VISCOSO
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.
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= 50°C
T= 30°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°C
Parafinas 9%
Asfaltenos 17%
10000
Viscosidad Muestra Hidratada (Cp)
Cp
1000
100
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°C
Parafinas 2%
Asfaltenos 22%
PC-2144 - Viscosidad Muestra Hidratada
100000
10000
Cp
1000
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.