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REDUCTOR DE VISCOSIDAD BIFÁSICO PARA CRUDOS PESADOS

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REDUCTOR DE VISCOSIDAD BIFÁSICO PARA CRUDOS PESADOS

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LAS HERAS - PETRÓLEO VISCOSO

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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

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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

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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

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Sin producto químico Con producto químico

TECNOLOGÍA

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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

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ESQUEMA DE INSTALACIÓN

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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

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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”

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RESULTADOS OBTENIDOS– PC-2087

Antes del ensayo Después del comienzo del ensayo

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RESULTADOS OBTENIDOS– PC-2087

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Resultados Obtenidos

RESULTADOS OBTENIDOS– PC-2087

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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”

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RESULTADOS OBTENIDOS– PC-2144

Antes Iniciado el Tratamiento

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RESULTADOS OBTENIDOS – PC-2144

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RESULTADOS OBTENIDOS– PC-2144

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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

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RESULTADOS – OTROS POZOS

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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