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.