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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE QUÍMICA
“FACTIBILIDAD TÉCNICO-ECONÓMICA DE LA APLICACIÓN DE UN REDUCTOR DE VISCOSIDAD A TRAVÉS DE UN ATOMIZADOR EN LOS
MÚLTIPLES DE GAS LIFT DEL CAMPO URDANETA PESADO.” Trabajo especial de grado para optar al título de Ingeniero Químico.
Autor: Parra Méndez, Darío S.
Septiembre, 2005
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE QUÍMICA
“FACTIBILIDAD TÉCNICO-ECONÓMICA DE LA APLICACIÓN DE UN REDUCTOR DE VISCOSIDAD A TRAVÉS DE UN ATOMIZADOR EN LOS
MÚLTIPLES DE GAS LIFT DEL CAMPO URDANETA PESADO.” Trabajo especial de grado para optar al título de Ingeniero Químico.
Presentado por:
Parra Méndez, Darío S. C.I.: 13.023.092
Septiembre, 2005
REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE QUÍMICA
“FACTIBILIDAD TÉCNICO-ECONÓMICA DE LA APLICACIÓN DE UN REDUCTOR DE VISCOSIDAD A TRAVÉS DE UN ATOMIZADOR EN LOS
MÚLTIPLES DE GAS LIFT DEL CAMPO URDANETA PESADO.” Trabajo especial de grado para optar al título de Ingeniero Químico.
Msc. Alcántara, Edinson. Ing. Bustamante, Lucila Tutor Académico. Tutor Industrial.
Septiembre, 2005
“FACTIBILIDAD TÉCNICO-ECONÓMICA DE LA APLICACIÓN DE UN REDUCTOR DE VISCOSIDAD A TRAVÉS DE UN ATOMIZADOR EN LOS
MÚLTIPLES DE GAS LIFT DEL CAMPO URDANETA PESADO.”
RESUMEN
Parra Méndez, Darío S. (2005). “FACTIBILIDAD TÉCNICO-ECONÓMICA DE LA APLICACIÓN DE UN REDUCTOR DE VISCOSIDAD A TRAVÉS DE UN ATOMIZADOR EN LOS MÚLTIPLES DE GAS LIFT DEL CAMPO URDANETA PESADO”. Trabajo de Grado para optar al título de Ingeniero Químico respectivamente. Universidad Rafael Urdaneta. Facultad de Ingeniería, Escuela de Ingeniería Química. Maracaibo, Venezuela.
RESUMEN La Unidad de Explotación La Salina (U.E.L.S.) del Distrito Maracaibo, específicamente en el área Urdaneta Pesado (UP), produce crudos de 10-12 °API, y es transportado desde las estaciones de flujo y múltiples de producción al patio de tanques Ulé. Debido a su baja gravedad API el crudo es muy viscoso y para hacer este traspaso mas efectivo es necesario aumentar esta gravedad y así disminuir su viscosidad. Para ello se aplica un diluente, por lo que se hace necesario evaluar la factibilidad técnico-económica inyectando química demulsificante a pozos asociados al sistema de levantamiento artificial por gas en el yacimiento URD-01. Como se requiere evaluar el comportamiento de las variables del crudo las cuales son viscosidad, porcentaje de emulsión, BBPD, BNPD y presión de cabezal antes y después de la inyección de química demulsificante. La metodología a utilizar consiste en evaluar el crudo dosificado con demulsificante de empresas como SISMACA y SIMSA de Venezuela realizando pruebas de laboratorio y así ver que producto arroja mejores resultados. Se seleccionó el demulsificante de la empresa SIMSA de Venezuela para la realización de las pruebas de campo debido a los buenos resultados obtenidos en el laboratorio a baja concentración. Finalmente se le realizó la prueba de campo al pozo seleccionado perteneciente al múltiple de gas, comenzando la inyección a 1000ppm y disminuirla gradualmente hasta el final de la inyección a 500ppm obteniendo los resultados esperados como la ruptura de la emulsión, disminución de la viscosidad y aumento de los grados API.
PALABRAS CLAVE: Agua y Sedimento (AyS), Emulsión, Demulsificante,
Gados API (ºAPI), Gas Lift, Viscosidad, Surfactante.
V
ABSTRACT
Parra Méndez, Darío S. (2005), “TECHNICIAN-ECONOMIC FEASIBILITY OF THE APPLICATION OF A REDUCER OF VISCOSITY TO INCLINATION OF AN ATOMIZER IN THE MULTIPLE DE GAS LIFT OF THE FIELD URDANETA PESADO". Job degree to opt respectively to Chemical Engineer's title. University Rafael Urdaneta. Ability of Engineering, School of Chemical Engineering. Maracaibo, Venezuela.
ABSTRACT
La Salina’s Exploitation Unit of Maracaibo District, specifically in the heavy weight. Urdaneta oil crude, it is produces 10-12 °API. It is transported from the flow station to manifold direct to onshore in Ulé TDN. Because your low API gravity is necessary put and combined with diluents to pumping or in this work with two probes demulsifiers directly in the artificial rising system in order to study some parameters as viscosity, emulsion percent, BPN and the delta pressure as consequence of chemical injection. The samples were of SIMSA and SISMACA company and camy olit to lalso satory and result was compared. Some successful was obtained when use SIMSA product vs SISMACA. The obsage in the lab were betlueen 500-1000ppm, in the oil fid haved been 100-150ppm with good result as show. KEY WORDS: Water, Silt (AyS), Emulsion, Demulsifier, API Degrees (ºAPI),
Gas Lift, Viscosity, Surfactante.
VI
APROBACIÓN
APROBACIÓN
Este jurado aprueba el Trabajo Especial de Grado: “FACTIBILIDAD TÉCNICO-ECONÓMICA DE LA APLICACIÓN DE UN REDUCTOR DE VISCOSIDAD A TRAVÉS DE UN ATOMIZADOR EN LOS MÚLTIPLES DE GAS LIFT DEL CAMPO URDANETA PESADO”, que el bachiller PARRA
MENDEZ, DARIO S., portador de la C.I.: 13.0230.092, presenta ante el
Consejo Académico del Núcleo de Ingeniería, en el cumplimiento de los
requisitos de grado de la Universidad Rafael Urdaneta para optar al título de
Ingeniero Químico.
Maracaibo, Septiembre del 2005
Jurado Examinador:
Ing. Humberto Martínez Ing. José Bohórquez
Jurado Jurado
Msc. Edinson Alcántara
_____________________ Tutor Académico
VII
DEDICATORIA
DEDICATORIA
A Dios todopoderoso por ser él
quien desde niño me ha dado su
apoyo sin condición alguna y me
dio unos padres que han sabido
guiarme con mano dura a lo largo
de este duro camino como hizo mi
padre y a mi mami en especial que
siempre ha sido mi alcahueta y
luchó para darme esta etapa en mi
vida, a los tres los quiero
demasiado.
VIII
AGRADECIMIENTOS
AGRADECIMIENTOS A mis padres Olga Méndez de Parra y Darío Parra Arrieta, por soportar todas
las cosas por las que los he hecho pasar, y por ayudarme de una u otra
forma a terminar esta etapa en mi vida y las que vendrán más adelante, me
faltaran vidas para agradecerles por todo, los amo.
A mis hermanos Darioly y Darwin Parra Méndez, por apoyarme, entenderme
y darme la alegría de tenerlos, aún cuando no los trato como se merecen.
A mi hermano durante casi toda la carrera (y más) Marvir Contreras
“Marvito”, quien siempre estuvo conmigo sin esperar nada a cambio, me dió
tristezas, molestias y sobre todo mucha alegría, gracias a ti y tu familia, los
quiero.
A toda mi familia, por ser quienes son, siempre cariñosos y ser siempre un
ejemplo de unión.
A todos aquellos en la empresa PDVSA que me dieron la oportunidad, me
ayudaron entre todos estos los de Centro 6 el cual fueron excepcionales y
agradezco en especial a los que dificultaron las cosas para así darme más
fuerza para terminar este proyecto.
Darío Parra Méndez.
IX
ÍNDICE GENERAL
ÍNDICE GENERAL
Pág.
Resumen……………………………………………………………………..
Abstract……………………………………………………………………….
Aprobación…………………………………………………………………..
Dedicatoria…………………………………………………………………...
Agradecimiento………………………………………………………………
Indice general………………………………………………………………..
Indice de figuras……………………………………………………………..
Indice de tablas………………………………………………………………
Indice de gráficos……………………………………………………………
Indice de anexos…………………………………………………………….
Introducción…………………………………………………………………..
CAPITULO I. EL PROBLEMA……………………………………………...
1.- Planteamiento y formulación del problema………………………. ….
2.- Objetivo general………………………………………………………….
3.- Objetivos específicos……………………………………………………
4.- Justificación e importancia……………………………………………...
5.- Delimitación del estudio…………………………………………………
5.1.- Espacial………………………………………………………………...
5.2.- Temporal……………………………………………………………….
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X
ÍNDICE GENERAL
CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO…………………………………………
1.- Variables de Yacimiento………………………………………………..
• Presión estática del yacimiento……………………......................
• Presión de burbujeo…………………………………………………
• Viscosidad del petróleo……………………………………………..
• Tasa de producción estimada……………………………………..
• Temperatura del yacimiento……………………………………….
• Gravedad específica del fluido…………………………………….
• Gravedad del gas……………………………………………………
• Volumen de gas en solución……………………………………….
2.- Variables de Producción………………………………………………..
a.- Presión de tubería en superficie (o del Cabezal)…………………….
b.- Relación gas petróleo…………………………………………………...
c.- Porcentaje de agua y sedimentos…………………............................
d.- Gravedad API…………………………………………………………….
3.- Levantamiento artificial por inyección de gas………………………...
3.1.- Consideraciones generales…………………………………………..
• Levantamiento Artificial por Gas Continuo……………………….
• Levantamiento Artificial por Gas Intermitente……………...........
• Ventajas y desventajas entre LAGC y LAGI……………………...
• Ventajas………………………………………………………………
• Desventajas………………………………………………………….
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XI
ÍNDICE GENERAL
3.2.- Equipos utilizados en los sistemas de LAG………………………...
3.2.1.- Equipo de superficie………………………………………………...
3.2.2.- Equipo de subsuelo…………………………………………………
3.3.- Rango de aplicación…………………………………………………..
3.4.- Criterios generales de diseño y diagnóstico………………………..
3.4.1.- Datos requeridos……………………………………......................
3.4.2.- Consideraciones de diseño en LAG continuo……………………
3.4.3.- Consideraciones de arranque de pozos en LAG continuo……..
3.4.4.- Operación y mantenimiento en pozos de LAG automatizado….
3.4.5.- Operación y mantenimiento en pozos de LAG no automatizado
3.4.6.- Consideraciones generales………………………………………..
4.- Emulsiones……………………………………………………………….
4.1.- Definición……………………………………………………………….
4.2.- Formación de las emulsiones………………………………………..
4.3.- Clasificación de las emulsiones según su naturaleza de fase
dispersa………………………………………………………………………
4.4.- Factores que favorecen la formación de emulsiones……………..
4.5.- Deshidratación de crudo……………………………………………...
• Efectos de la presencia de agua en el crudo…………………….
4.6.- Procesos de deshidratación de crudo………………………...........
4.6.1.- Método químico……………………………………………………..
4.6.2.- Punto de inyección de química……………………......................
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XII
ÍNDICE GENERAL
5.- Surfactantes……………………………………………………………...
5.1.-.- Deshidratación……………………………………….......................
6.- Productos demulsificantes……………………………………………...
7.- Optimización……………………………………………………………..
8.- Software recomendado…………………………………………………
9.- Simulación del pozo……………………………………………………..
9.1.- Nodo funcional…………………………………………………………
9.2.- Nodo solución………………………………………………………….
10.- Segregación Urdaneta Pesado……………………………………….
11.- Patio de tanques Ulé…………………………………………………..
12.- Antecedentes del estudio……………………………………………..
13.- Definición y abreviaturas de términos básicos……………………...
CAPITULO III. MARCO METODOLÓGICO………………………………
1.- Tipo y Diseño de investigación…………………………………………
2.- Población y muestra…………………………………………………….
3.- Método de la investigación……………………………………………..
3.1.- La observación………………………………………………………...
3.2.- La inducción……………………………………………………………
4.- Técnicas e instrumentos para la recolección de información………
4.1.- Fuentes primarias……………………………………………………..
4.2.- Fuentes secundarias………………………………………………….
4.2.1.- AICO………………………………………………………………….
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XIII
ÍNDICE GENERAL
4.2.2.- CENTINELA 2000…………………………………………………..
• Módulos de la aplicación funcional CENTINELA 2000………….
4.2.3.- Wellflo 3.6……………………………………………......................
4.2.4.- Microsoft EXCEL……………………………………......................
4.2.5.- Normas Técnicas PDVSA……………………………...................
4.2.6.- VADEMECUM……………………………………………………….
5.- Procedimiento para medir viscosidad…………………………………
6.- Procedimiento para la determinación de agua y sedimento en
crudo………………………………………………………………………….
7.- Procedimiento para la medición de grados API……………………...
8.- Prueba de botella………………………………………………………..
9.- Prueba para la determinación del porcentaje de Saturados,
Asfaltenos, Resinas, Aromáticos (SARA) en petróleo crudo…………...
9.1.- Procedimiento para la determinación del % de asfáltenos.
(Deshacerse de los compuestos de bajo punto de ebullición)…………
9.1.1.- Precipitación de los Asfaltenos…………………………………….
9.1.2.- Separación del Crudo por Cromatografía………………………...
9.1.3.- Para Rotoevaporar………………………………………………….
Saturados………………………………………………………………...
Aromáticos……………………………………………………………….
Resinas…………………………………………………………………..
10.- Prueba de campo………………………………………………………
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XIV
ÍNDICE GENERAL
CAPITULO IV. ANALISIS Y DISCUSIÖN DE LOS RESULTADOS…...
1.- Descripción de los pozos seleccionados para el estudio……………
2.- Realizar análisis de Viscosidad, % AyS, % de emulsión, BBPD,
BNPD, °API y presión de superficie……………………………………….
2.1.- Resultado de los análisis para la evaluación de los pozos UD-
205 y UD-433…………………………….................................................
3.- Determinar la dosis óptima del demulsificante……………………….
3.1.- Resultados de los análisis hechos al pozo UD-205 con
productos demulsificantes. ………………………………………………...
3.2.- Resultados de los análisis hechos al pozo UD-433 con
productos demulsificantes………………………………………………….
4.- Evaluar el comportamiento de las variables de los pozos, tales
como BB, BN y presión de cabezal del pozo…………………………….
4.1.- Resultados de las pruebas de campo realizadas al pozo UD-433
seleccionado para el estudio. ……………………………………………..
5.- Realizar la simulación en la aplicación Wellflo antes y después de
la inyección del demulsificante…………………………………………….
5.1.- Simulación con la aplicación Wellflo………………………………...
6.- Realizar la evaluación económica al finalizar el proyecto…………..
6.1.- Evaluación Económica………………………………………………..
Conclusiones…………………………………………………………………
Recomendaciones…………………………………………………………..
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XV
ÍNDICE GENERAL
Referencias Bibliográficas………………………………………………….
Anexos………………………………………………………………………..
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XVI
ÍNDICE DE FIGURAS
ÍNDICE DE FIGURAS
Pág.
Fig. 1. Efecto de la inyección de gas……………………………………….
Fig. 2. Ubicación de los campos controlados por la Unidad de
explotación la Salina………………………………………………………….
Fig. 3. Ubicación geográfica de la segregación Urdaneta Pesado……...
Fig. 4. Patio de tanques Ulé…………………………………………………
Fig. 5. Módulos de Centinela……………………………………………....
Fig. 6. Ventana pozo de centinela 2000………………………………….
Fig. 6. Ventana principal de Wellflo 3.6…………………………………...
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XVII
ÍNDICE DE TABLAS
ÍNDICE DE TABLAS
Pág.
TABLA 1. Porcentaje de agua, emulsión y BSW de los crudos
originales................................................................................................
TABLA 2. Viscosidades dinámicas a dos temperaturas a los crudos
originales……………………………………………………………………..
TABLA 3. Saturados, Asfaltenos, Resinas y Aromáticos a crudos
originales……………………………………………………………………..
TABLA 4. Porcentaje de agua, emulsión y BSW del pozo UD-205 con
la adición del demulsificante de la empresa SISMACA…………………
TABLA 5. Resultados de los análisis de viscosidades a dos
temperaturas del pozo UD-205 a distintas dosificaciones del producto
RE7647PAO de la empresa SISMACA…………………………………...
TABLA 6. Porcentaje de agua, emulsión y BSW del pozo UD-205 con
la adición del demulsificante de la empresa SIMSA…………………….
TABLA 7. Resultados de los análisis de viscosidades a dos
temperaturas del pozo UD-205 a distintas dosificaciones del producto
SIM-3401 de la empresa SIMSA de Venezuela………………………….
TABLA 8. Resultados de los análisis de porcentaje de agua,
emulsión y BSW del pozo UD-433 con la adición del demulsificante
de la empresa SISMACA…………………………………………………...
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XVIII
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA 9. Resultados de los análisis de viscosidades a dos
temperaturas del pozo UD-433 a distintas dosificaciones del producto
RE7647PAO de la empresa SISMACA…………………………………...
TABLA 10. Resultados de los análisis de porcentaje de agua,
emulsión y BSW del pozo UD-433 con la adición del demulsificante
de la empresa SIMSA de Venezuela……………………………………...
TABLA 11. Resultados de los análisis de viscosidades a dos
temperaturas del pozo UD-433 a distintas dosificaciones del producto
SIM-3401 de la empresa SIMSA de Venezuela…………………………
TABLA 12. Porcentaje de agua libre días antes y durante el proceso
de inyección………………………………………………………………….
TABLA 13. Porcentaje de emulsión días antes y durante el proceso
de inyección………………………………………………………………….
TABLA 14. Comportamiento de la viscosidad antes y durante la
inyección a temperatura promedio del yacimiento 180°F……………….
TABLA 15. Comportamiento de los °API antes y durante el proceso
de inyección………………………………………………………………….
TABLA 16. S.A.R.A realizado días antes de la inyección y al finalizar
la inyección. …………………………………………………………………
TABLA 17. Comportamiento de barriles brutos (BB) y barriles netos
(BN) antes y durante el proceso de inyección……………………………
TABLA 18. Sistemas de Evaluaciones Económicas (SEE)……………
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XIX
ÍNDICE DE GRÁFICAS
INDICE DE GRÁFICAS
Pág.
GRÁFICA 1. Porcentaje de agua, emulsión y BSW de los crudos
originales…………………………………………………………………
GRÁFICA 2. Viscosidades a dos temperaturas de los crudos
originales…………………………………………………………………
GRÁFICA 3. S.A.R.A. a crudos originales (Saturados, Asfaltenos,
Resinas y Aromáticos)………………………………………………….
GRÁFICA 4. Porcentajes de agua, emulsión y BSW del pozo UD-
205 a distintas dosificaciones del producto RE7647PAO de la
empresa SISMACA…………………………………………………......
GRÁFICA 5. Viscosidades a dos temperaturas del pozo UD-205 a
distintas dosificaciones del producto RE7647PAO de la empresa
SISMACA…………………………………………………………….......
GRÁFICA 6. Porcentajes de agua, emulsión y BSW del pozo UD-
205 a distintas dosificaciones del producto SIM-3401 de la
empresa SIMSA de Venezuela………………………………………..
GRÁFICA 7. Viscosidades a dos temperaturas del pozo UD-205 a
distintas dosificaciones del producto SIM-3401 de la empresa
SIMSA de Venezuela…………………………………………………..
GRÁFICA 8. Porcentajes de agua, emulsión y BSW del pozo UD-
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XX
ÍNDICE DE GRÁFICAS
433 a distintas dosificaciones del producto RE7647PAO de la
empresa SISMACA……………………………………………………..
GRÁFICA 9. Viscosidades a dos temperaturas del pozo UD-433 a
distintas dosificaciones del producto RE7647PAO de la empresa
SISMACA……………………………………………………………......
GRÁFICA 10. Porcentajes de agua, emulsión y BSW del pozo
UD-433 a distintas dosificaciones del producto SIM-3401 de la
empresa SIMSA de Venezuela………………………………………..
GRÁFICA 11. Viscosidades a dos temperaturas del pozo UD-433
a distintas dosificaciones del producto SIM-3401 de la empresa
SIMSA de Venezuela…………………………………………………...
GRÁFICA 12 y 13. Porcentaje de agua libre días antes y durante
el proceso de inyección…………………………………………………
GRÁFICA 14 y 15. Porcentaje de emulsión días antes y durante
el proceso de inyección…………………………………………………
GRÁFICA 16 y 17. Comportamiento de la viscosidad antes y
durante la inyección a temperatura promedio del yacimiento
180°F……………………………………………………………………..
GRÁFICA 18 y 19. Comportamiento de los °API antes y durante
el proceso de inyección…………………………………………………
GRÁFICA 20. S.A.R.A realizado días antes de la inyección y al
finalizar la inyección…………………………………………………….
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XXI
ÍNDICE DE GRÁFICAS
GRÁFICA 21. Comportamiento de barriles brutos (BB) y barriles
netos (BN) antes y durante el proceso de inyección………………..
GRÁFICA 22. Simulación en la aplicación Wellflo antes y después
de la inyección del desmulsificante……………………………………
GRÁFICA 23. Potencial desarrollado de crudo……………………...
GRÁFICA 24. Indicadores económicos………………………………
GRÁFICA 25. VPN vs. Desviaciones de las variables……………...
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XXII
ÍNDICE DE ANEXOS
ÍNDICE DE ANEXOS
Pág.
ANEXO 1.- Diagrama de Pozo UD 433…………………………………....
ANEXO 2.- Prueba de Producción del Pozo UD 433, 01………………..
ANEXO 3.- Prueba de Producción del Pozo UD 433, 02………………..
ANEXO 4.- Prueba de Producción del Pozo UD 433, 03………………..
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XXIII
INTRODUCCIÓN
INTRODUCCIÓN
Como la producción mundial de crudo se encuentra entre unos 76 millones
de barriles por día, está acompaña por grandes cantidades de agua, por lo
tanto es una de las razones la cual se forman emulsiones, las cuales trae
como consecuencia serios problemas en la producción del crudo, ya que son
difíciles de romper. Las emulsiones fueron un gran problema en los primeros
días de la producción petrolera, porque las facilidades del campo para
romperlas fueron inefectivas y los costos de transporte y disposición
elevados, debido al crudo emulsionado, este se hace más viscoso, y un
crudo viscoso se le hace más difícil su movimiento a través de la tubería.
Para principios de 1900, se aplicó un proceso de precipitación electrostática
a la emulsión crudo/agua dando un resultado positivo; y al mismo tiempo se
inició un trabajo con la adición de químicos para romper las emulsiones,
obteniendo patentes. Estos descubrimientos, más una continua investigación,
han aportado las herramientas necesarias para romper las emulsiones.
La producción de crudo en el Lago de Maracaibo no escapa a este problema,
debido a la presencia de agua en sus yacimientos, como se da en la
Segregación Urdaneta Pesado producida por la Unidad de Explotación La
Salina (U.E.L.S.). La formación de emulsiones en esta segregación es un
problema identificado en el proceso de apertura del yacimiento Urdaneta-01
(URD-01).
1
INTRODUCCIÓN
Para disminuir las emulsiones en la segregación en el pasado, se ha
inyectado química demulsificante al nivel de cara de formación, dando unos
resultados poco satisfactorios. Luego la inyección se realizó a través del
sistema artificial por gas en forma de goteo dando por perdidas de química,
pues esta se estaba quedando en alguna parte de la tubería y no estaba
llegando a los pozos.
Por ello se ve la necesidad de la realización del presente estudio, de evaluar
la factibilidad técnico-económica de inyectar química demulsificante a través
de un atomizador en el sistema artificial por gas y así aligerar la columna de
crudo a levantar, a la cual influye directamente en la presión de fondo
fluyente en los pozos, la cual mejoraría la producción de los pozos, y el
traslado del crudo pozo-estación de flujo.
Este trabajo de investigación se estructura en las partes siguientes:
Introducción y cuatro capítulos, en el primero se hace un análisis de la
situación que deriva en la formulación del problema, los objetivos,
justificación, alcance, delimitación y limitaciones; el segundo, se incluye la
teoría necesaria para facilitar el entendimiento del problema; el tercero refleja
el tipo de investigación, fuentes de recolección de información, población y
muestra objeto del estudio, y el diseño de la investigación, es decir, la forma
como se realizó el estudio; el cuarto contiene análisis y discusión de los
resultados, en el cual se analizan los resultados obtenidos durante la
aplicación de la metodología utilizada y se encuentran las conclusiones y
recomendaciones del estudio. 2
Capítulo I El Problema.
CAPÍTULO I: EL PROBLEMA
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
1.- Planteamiento y formulación del problema
El petróleo es un líquido oleoso, bituminoso de mezclas muy complejas,
consisten sobre todo en hidrocarburos y en compuestos contenientes de
azufre, nitrógeno, oxígeno y trazas de metales en cantidades menores. Se
emplea como combustible y materia prima para la industria química. La
mayoría de los depósitos se encuentran a varios kilómetros de profundidad y
el producto se obtiene a través de pozos perforados para penetrar hasta las
formaciones en donde se encuentra la producción, la cual para el año 2004 a
nivel mundial supera los 3.500 millones de toneladas.
Los productos del petróleo se venden en barriles de 159 litros. Su densidad
específica se expresa en una escala arbitraria de unidades llamadas grados
API. Las densidades específicas cubren un intervalo amplio, pero para la
mayoría de los petróleos crudos cambia mucho según los porcentajes de sus
diversos compuestos, estos crudos se encuentran entre 0,80 y 0,97 gr/ml, o
la gravedad tiene valores comprendidos entre 45 y 8 °API. También hay una
gran variedad de viscosidad pero la mayor parte de los crudos se encuentran
entre 2,3 y 23 centistokes.
4
La viscosidad es la resistencia ofrecida por un fluido a un movimiento
constante, es decir, su razonamiento interno obedece a dos fenómenos, la
cohesión molecular y la transferencia molecular de una capa a otra, con la
CAPÍTULO I: EL PROBLEMA
cual se establece una fuerza tangencial o un esfuerzo constante; en los
líquidos la predominante es la cohesión y esta disminuye al aumentar la
temperatura, la viscosidad de los líquidos también disminuye. Esta dificultad
de viscosidad se presenta en la U.E.L.S, perteneciente al distrito Maracaibo,
en la División Occidente; en los yacimientos pertenecientes a la Segregación
Urdaneta Pesado, los mismos presentan formación de emulsión, lo cual
aumenta la viscosidad y dificulta el traslado hacia el patio de tanques.
En este caso los pozos tratados con química demulsificante con el fin de
disminuir la viscosidad. Esta inyección se efectuará a través del múltiple de
inyección de gas, usado actualmente con el fin de disminuir la presión de
fondo fluyente. Se hace a través de este múltiple el cual es un sistema
existente y puede ser utilizado para este fin (sistema de transporte de
demulsificante) a bajo costo.
En algunos pozos de la Segregación UP poseen una gravedad de 11-13°API,
presentando una alta viscosidad y un alto porcentaje de emulsión, la cual
dificulta el traslado del crudo a través de las tuberías y estaciones de flujo
hasta el patio de tanques. Este porcentaje de emulsión al ser alto aumenta la
viscosidad y esto a su vez aumenta la presión de fondo fluyente, haciendo la
columna de fluido más pesada y por ende, disminuye la producción.
A través del múltiple de gas MG-UD-09 se podrá inyectar la química
demulsificante hacia los pozos y así romper la emulsión con el objetivo de
disminuir la viscosidad y la presión de fondo fluyente para así aligerar las
5
CAPÍTULO I: EL PROBLEMA
columnas de fluidos e incrementar la producción de los pozos. En tal sentido
se ve la necesidad de realizarnos la siguiente pregunta:
¿Cómo reducir la viscosidad del crudo para aumentar la producción?
2.- Objetivo general:
Analizar la factibilidad de inyectar química demulsificante a
través de un atomizador por medio del sistema de Levantamiento Artificial
por Gas Lift a los pozos con problemas de emulsión pertenecientes al
yacimiento URD-01 de la U.E.L.S.
3.- Objetivos específicos:
• Realizar análisis de Viscosidad, % AyS, % de emulsión,
BBPD, BNPD, °API y presión de superficie.
• Determinar la dosis óptima del demulsificante.
• Evaluar el comportamiento de las variables de los pozos, tales
como BB, BN y presión de cabezal del pozo.
• Realizar la simulación en la aplicación Wellflo antes y después
de la inyección del demulsificante y comparar los resultados arrojados por la
prueba de campo con los de la simulación en Wellflo.
• Realizar la evaluación económica al finalizar el proyecto en la
aplicación SEE PLUS.
6
CAPÍTULO I: EL PROBLEMA
4.- Justificación e importancia
Cuando en los métodos de trabajo comúnmente utilizados se asume la
incorporación de tecnologías para enfrentar los retos confrontados por las
empresas, resulta de gran interés para la U.E.L.S, y constituye un elemento
importante dentro del programa de monitoreo de la presión de fondo fluyente,
el cual si se llegara a bajar debido a la inyección de química demulsificante
nos daría una producción mayor de dichos yacimientos mediante
optimización en la presión del revestidor y la presión en la tubería.
Estos aportes le permitirán a la empresa P.D.V.S.A. contar con elementos de
apoyo y referencia al aplicarse en otras Unidades de Explotación con
situación similar, contribuirán a mantener su velocidad de respuesta de
producción, así como su competitividad en el mercado.
5.- Delimitación del estudio
5.1.- Espacial:
La investigación se desarrolló en el múltiple de gas MG-UD-09
pertenecientes al yacimiento URD-01, de la U.E.L.S, Dtto. Maracaibo,
PDVSA Occidente.
5.2.- Temporal:
Esta se realizó durante el período comprendido entre Enero–
Septiembre 2005.
7
Capítulo II Marco Teórico
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
En este capítulo se exponen los aspectos teóricos la cual fundamentan los
variables objetos de estudio, a saber: pozos petrolíferos, mecanismo de
producción, métodos de producción, generalidades sobre levantamiento
artificial, levantamiento artificial por inyección de gas, por bombeo
electrocentrifugo (electrosumergible), emulsiones, sufactantes, productos
demulsificantes, optimización, software recomendado, simulación del pozo,
Segregación Urdaneta Pesado, red de recolección de crudo Urdaneta
Pesado, flujo de fluidos en tuberías.
Previamente a fin de ubicar al lector en el ámbito de la investigación, se hizo
una descripción general de la extracción de crudo y se expusieron los
antecedentes.
Se revisaron los estudios técnicos realizados en la Segregación Urdaneta
Pesado, los cuales apuntaban a la presencia de emulsión en el crudo de los
pozos de Urdaneta. También se revisaron y compararon los datos de
producción de los pozos con presencia de emulsión conocida en la cual, se
notó una merma en la cantidad de barriles producidos y un aumento de la
presión en el cabezal de la tubería de producción (THP).
Uno de los tratamientos previos para la disminución de la emulsión utilizados
en la U.E.L.S fue el inyectar demulsificante a fondo de pozo, es decir, a la
cara de la formación, pero los resultados obtenidos no fueron satisfactorios, 9
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
porque el producto no llegaba hasta el yacimiento, en algunos casos se
mantuvo la producción, pero en otros disminuyó. Debido a esto, se tomó la
decisión de inyectar el demulsificante a través del sistema de inyección de
gas lift donde el demulsificante no toque la cara de formación del pozo, pero
los resultados obtenidos tampoco fueron buenos por utilizarse inyección del
demulsificante por goteo antes de la Merla y la dosificación quedaba
acumulada en ella, evitando a la química llegar para realizar el trabajo.
En esta investigación se tiene como finalidad inyectar a través del múltiple de
gas lift UD 09 una química demulsificante de un suplidor comercial para
aumentar la gravedad API rompiendo al mismo tiempo la emulsión y de esta
manera conseguir una disminución de la viscosidad, con lo cual también se
logrará la disminución de la RGP; sabiendo que esta relación es un indicador
del comportamiento del LAG, cuando esta RGP disminuye, se va a reducir el
aporte de la inyección de gas y al levantar la columna de fluido, por la
reducción de la viscosidad se acelera la columna de fluido y por lo tanto
disminuye la presión de fondo fluyente, lo cual resulta en una mejora
sustancial en la curva de oferta, por tanto debería generar un aumento de la
producción.
Para lograr extraer el crudo de los yacimientos este necesita poseer cierta
energía, permitiendo al crudo salir del yacimiento para ser llevado hasta las
instalaciones en la superficie. La principal muestra de la energía de un
yacimiento es su presión estática.
10
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
Para lograr hacer llegar el petróleo por si solo a los tanques, es necesario la
diferencia de presión entre la presión estática del yacimiento y la presión
atmosférica para lograr vencer el peso de la columna hidrostática formada en
el pozo y la fricción de las tuberías.
La presión estática de un yacimiento es influenciada por diversas presiones,
entre las cuales se puede mencionar la presión por el peso de las
formaciones superiores, la originada por la presencia de un acuífero debajo
del petróleo, y la presión causada por la presencia de gas natural en el
yacimiento.
La extracción continua de petróleo en los pozos origina una perturbación en
la presión del yacimiento, llevándola a declinar paulatinamente. Sin embargo,
existen mecanismos naturales los cuales durante ciertos períodos de tiempo
pueden restaurar o mantener esta presión original.
La capacidad de recuperación del yacimiento se establece por la cantidad de
fluido extraído, sus características, y los mecanismos de producción
presentes. Aunque existen múltiples mecanismos, de los cuales se destacan
los más importantes a continuación.
1.- Variables de Yacimiento.
Entre las variables de yacimiento, se encuentran: presión estática del
yacimiento, presión de burbujeo, viscosidad del petróleo, profundidad del
intervalo abierto, tasa de producción estimada, temperatura del yacimiento,
11
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
gravedad especifica del fluido, gravedad del gas; y volumen de gas en
producción. De manera amplia se señala como sigue:
• Presión estática del yacimiento.
Es muy importante la presión del yacimiento porque ésta es la inductora al
movimiento del petróleo, desde los confines del yacimiento hacia los pozos, y
desde el fondo de éstos a la superficie. De la magnitud de la presión
depende si el petróleo fluirá naturalmente con fuerza hasta la superficie o si,
por el contrario, la presión es solamente suficiente para hacer al petróleo
llegar hasta cierto nivel en el pozo. Cuando se da este caso, entonces se
recurre a la extracción de petróleo del pozo por medios mecánicos. En la
práctica, el gradiente normal de presión ejercido por una columna de agua
normal es de 0,1 kilogramo por centímetro cuadrado por metro de
profundidad (kg/cm2 /mp). Generalmente, el gradiente de presión de las
formaciones está entre 0,1 y 0,16 kg/cm2 /mp. Cualquier valor por debajo de
0,1 es subnormal, en otras palabras inferior a lo normal; y por encima de 0,16
tiende a ser alto y por tanto anormal. A veces se han encontrado gradientes
tan altos como 0,234 kg/cm2 /mp.
• Presión de burbujeo.
12
En el caso de un gran volumen de líquido (petróleo) el cual contiene un cierto
volumen de gas disuelto y se encuentran en equilibrio en el yacimiento, se
observará como se reduce la presión y esta registrará una presión, la cual
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
permitirá el inicio del desprendimiento de una burbuja de gas. A esta presión
se le denominará presión de burbujeo. Al continuar disminuyendo la presión,
más gas seguirá desprendiéndose de la fase líquida.
• Viscosidad del petróleo.
13
La viscosidad de los crudos representa su fluidez; indica la resistencia a la
cual se opone el crudo al flujo interno; se obtiene por varios métodos y se le
designa por varios valores de medición. Es una de las características más
importantes de los hidrocarburos en los aspectos operacionales de
producción, transporte, refinación y petroquímica. La viscosidad de los
crudos se mide en poise o centipoise, en el yacimiento pueden tener desde
0,2 hasta más de 1.000 centipoise. Es muy importante el efecto de la
temperatura sobre la viscosidad de los crudos, en el yacimiento o en la
superficie, especialmente concerniente a crudos pesados y extrapesados.
Los crudos extrapesados son más viscosos a los pesados. Los pesados más
viscosos a los medianos. Los medianos más viscosos a los livianos. Los
livianos y condensados son los más fluidos. La viscosidad líquida puede
afectar el gradiente en cierto grado y también podría incrementar la caída de
presión debido a la fricción. Si existe una mezcla petróleo-agua, puede
formarse dispersión o emulsión, causando un alto incremento en el gradiente
de presiones. Hasta ahora no existe un método el cual prediga exactamente
la viscosidad de una mezcla de petróleo-agua, mucho menos de una mezcla
de gas-petróleo-agua.
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
• Tasa de producción estimada.
Es la cantidad de fluido producido por un pozo en función del tiempo y
medida en barriles por día (bls/día). Básicamente según la ley de Darcy, el
desplazamiento de fluidos depende de las características petrofísicas del
yacimiento (permeabilidad), y de las propiedades de los fluidos presentes en
el yacimiento (viscosidad y gravedad específica del fluido).
• Temperatura del yacimiento.
En la práctica se toman medidas de temperatura en los pozos para estimar el
gradiente de temperatura, generalmente se expresa en 1°C por cierto
intervalo constante de profundidad. El conocimiento del gradiente de
temperatura es importante y aplicable en tareas como diseño y selección de
revestidores y sartas de producción, fluidos de perforación y fluidos para
reacondicionamiento de pozos, cementaciones y estudios de producción y de
yacimientos. La temperatura está en función de la profundidad. Mientras más
profundo esté el yacimiento, mayor la temperatura. Si el gradiente de presión
es de 1°C por cada 30 metros de profundidad, se tendrá para un caso
hipotético de un estrato a 1.500 metros, una temperatura de 50°C mayor a la
ambiental y si la temperatura ambiental es de 28°C, la temperatura del
estrato será 78°C, y a 3.000 metros sería 128°C.
14
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
• Gravedad específica del fluido.
Cuando se habla de la densidad (relación masa/volumen) de los líquidos o de
los sólidos, el punto de referencia es el agua, y se expresa como valor para
la densidad del agua como 1, ó sea, un gramo de agua ocupa un centímetro
cúbico, ó 1.000 gramos de agua ocupan un litro, ó 1.000 kilos de agua
ocupan un metro cúbico. Así cualquier sólido o líquido en su relación
masa/agua, con referencia al agua, puede ser igual o más denso o menos
denso al agua si su valor de relación es igual, mayor o menor a uno. Sin
embargo, utilizando el porcentaje molecular de la composición general de un
gas, obtenida por análisis, se puede calcular la gravedad específica.
• Gravedad del gas.
Para los gases, como son afectados por la temperatura y por la presión, se
usa como referencia la relación de igual, mayor o menor peso, en la cual un
gas pueda tener con respecto al peso molecular del aire, cuyo valor se ha
determinado en 28,96. La relación molecular tiene como ventaja el peso
molecular de los elementos, el cual no es afectado por la presión o por la
temperatura. Por ejemplo, si se desea conocer la gravedad específica de un
gas se divide su peso molecular entre el peso molecular del aire.
15
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
• Volumen de gas en solución.
El factor volumétrico de formación representa el número de barriles de
líquidos, el cual debe ser levantado para proveer una tasa de producción
superficial deseada. Este factor debe ser considerado para todos los tipos
sistemas de levantamiento artificial, pues cualquier mecanismo de bombeo
deberá ser diseñado para bombear el volumen adicional en el fondo del
pozo.
Cuando existe un factor volumétrico de formación bajo o alto no indicará un
comportamiento superior en comparación con los otros métodos de
levantamiento.
2.- Variables de producción.
Los datos de producción pueden provenir de la historia del pozo en
evaluación o de pozos vecinos, en caso de pozos nuevos. Para el diseño se
deben considerar los siguientes datos:
a.- Presión de tubería en superficie (o del Cabezal).
Al incrementar la presión en el cabezal, se estaría creando una mayor
contrapresión, con respecto a la presión de fondo fluyente, alterando las
propiedades de los fluidos dentro de la tubería, y aumentando las pérdidas
de presión por gravedad resultando una reducción de la producción.
16
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
b.- Relación gas petróleo.
Es la cantidad de gas en pies cúbicos normales liberados por cada barril
normal de petróleo producido. Se considera en los yacimientos donde la
presión de la capa de gas y del gas disuelto en el petróleo suministran la
fuerza desplazadora del petróleo a la superficie, los métodos de producción
más eficientes son aquellos los cuales controlan y operan los pozos de
manera donde cada barril de petróleo llegue a la superficie con un volumen
mínimo de gas y con un agotamiento mínimo de la presión del yacimiento.
c.- Porcentaje de agua y sedimentos.
Cantidad de agua y sedimentos contenidos en cada 100 parte de volumen de
fluido producido del pozo. Es de esencial importancia evaluar efectos como la
conificación de pozos cuando existe una saturación de agua connata o un
acuífero asociado a una arena productora, o la irrupción del frente de agua
en formaciones el cual están siendo inyectadas por pozos inyectores de
agua, o el arenamiento de pozos la cual necesitan empaque de grava, bien
sea porque no fueron correctamente empacados o simplemente porque no
tienen empaque. El gradiente de presión en el pozo incrementará cuando el
corte de agua incremente. Esto es debido a un incremento en la densidad,
porque el agua es más pesada al petróleo; adicionalmente la relación gas
petróleo (RGP) disminuye porque se tendría menos petróleo en la tubería.
17
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
d.- Gravedad API.
La densidad, la gravedad específica o los grados API (American Petroleum
Institute) denotan la relación correspondiente de peso específico y de fluidez
de los crudos con respecto al agua. Los crudos pueden pesar menos que el
agua (livianos y medianos) o más que el agua (pesados y extrapesados). De
allí donde la densidad pueda tener un valor de 0,75 a 1,1. Estos dos rangos
equivalen a 57,2 y -3 °API.
3.- Levantamiento artificial por inyección de gas
Existe un momento en el cual la energía natural de un yacimiento de petróleo
no es suficiente para levantar los fluidos desde el subsuelo hasta la
superficie; y una forma de suplir dicha energía, es a través de la
implementación de un sistema de levantamiento artificial.
La selección del tipo más adecuado de levantamiento a instalar dependerá
de las condiciones generales prevalecientes en cada situación en particular,
en ocasiones más de un método de levantamiento es aplicable y serán las
condiciones económicas la determinante de cual usar.
Aunque el uso de un método ú otro varía de campo a campo y de país a
país, según autores versados en la materia, los encontrados con mayor
frecuencia son el levantamiento artificial por cabillas de succión y el
levantamiento por gas.
En este trabajo de investigación se tratará el levantamiento artificial por
inyección de gas, se discuten las variantes conseguidas en cuanto a 18
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
modalidades de inyección de gas y adicionalmente se presentan las ventajas
y desventajas de los diferentes tipos de instalación de levantamiento artificial
por inyección de gas.
3.1.- Consideraciones generales
El levantamiento artificial por gas es un método de levantamiento el cual
utiliza gas a alta presión como medio de levantamiento a través de un
proceso mecánico. Esto se logra de una de las siguientes formas: inyectando
gas continuamente, e inyectando gas en forma intermitente.
• Levantamiento Artificial por Gas Continuo
En la inyección continua de gas o fluido continuo (LAGC), el propósito es
aliviar la columna de fluido mediante la inyección de gas a través de un punto
de la tubería de producción, causando el aumento de la relación gas-líquido
por encima del punto de inyección y con esto hacer bajar la curva de
demanda de fluidos baje, interceptándose con la oferta del yacimiento a una
tasa mayor como se observa en la Figura 1. Este método se utiliza en pozos
con un índice de productividad alto y con una presión de fondo alta. Las
tasas de producción encontradas en este tipo de pozos también son altas por
lo general, dependiendo del diámetro de la tubería. Se utiliza en pozos con
producción de arena y poco profundos. Este método de levantamiento
artificial es el más semejante al comportamiento de un pozo en flujo natural,
19
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
radicando la diferencia en donde se puede controlar la relación gas-líquido de
la columna de fluido.
Fig. 1. Efecto de la inyección de gas.
Fuente: Guía de Levantamiento Artificial por Gas Diseño, Optimización, Operación y
Diagnostico MARAVEN, Año 1980.
• Levantamiento Artificial por Gas Intermitente
En flujo intermitente (LAGI), la válvula con un orificio (puerta) permite
controlar el volumen y la presión del gas entrante a la tubería, regulando el
levantamiento del fluido acumulado por encima de la válvula para hacer su
viaje a mayor velocidad, así se minimiza el deslizamiento y el retorno del
20
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
fluido por las paredes de la tubería (fall back). Generalmente se usa con un
controlador de tiempo de ciclo en superficie y en pozos de volúmenes de
fluidos relativamente bajos o tienen un alto índice de productividad con baja
presión de fondo; o bajo índice de productividad con baja presión de fondo.
En flujo intermitente, el gas se inyecta a intervalos regulares coincidiendo con
la tasa de llene del pozo por la formación productora. El levantamiento por
flujo intermitente también se realiza inyectando gas por más de una válvula,
en este caso la instalación debe estar diseñada de forma donde las válvulas
abran justo cuando el fondo del tapón de fluido las pasa.
• Ventajas y desventajas entre LAGC y LAGI
I. La principal desventaja del LAGC radica en la necesidad de una
presión bastante alta en el fondo del pozo, en cambio el LAGI produce
con bajas presiones de fondo.
II. El método de LAGC es más aplicable a los yacimientos con alta
presión o empuje hidráulico.
III. El método de LAGC es más difícil aplicar en caso donde los
volúmenes a ser levantados disminuyen, o aumenta la viscosidad del
petróleo.
IV. El método de LAGI para un pozo cercano a la estación de flujo
requiere un equipo de separación de alta capacidad.
21
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
La alta demanda instantánea del gas de inyección en LAGI, puede perjudicar
otros pozos de LAG.
• Ventajas
En general el levantamiento artificial por gas presenta las siguientes ventajas:
1.-El costo inicial es menor al de otros métodos de levantamiento artificial.
2.-Es más flexible a otros métodos, porque permite operar a varias tasas de
producción sin necesidad de cambiar el equipo de subsuelo.
3.-Se utiliza en pozos de hasta 10000pies de profundidad, dependiendo de la
presión de inyección disponible.
4.-Se puede utilizar en pozos desviados.
5.-En las instalaciones con mandriles de tipo recuperable, se puede cambiar
las válvulas con guayas en caso de mal funcionamiento.
6.-Requiere de poco espacio en superficie para el cabezal y los controles de
inyección.
7.-Al no restringirse el diámetro interno de la tubería, permite correr registros
a través de ésta.
8.-Permite el uso del gas natural producido por los pozos.
9.-Requieren de poco mantenimiento los equipos utilizados.
• Desventajas
Sufre de las siguientes desventajas:
1.-Debe disponer de una fuente de gas de alta presión (compresión). 22
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
2.-En pozos apartados se tienen problemas con el sistema de distribución de
gas a alta presión.
3.-Si el gas de inyección es corrosivo (H2S, CO2) puede dañar las
instalaciones.
4.-El revestimiento de producción del pozo debe estar en buenas condiciones
para soportar la presión de inyección del gas, con el fin de no haber escapes
del mismo.
3.2.- Equipos utilizados en los sistemas de LAG.
La mayoría de los sistemas de LAG están diseñados para hacer recircular
gas de levantamiento.
El gas a baja presión proveniente de las estaciones se comprime para
inyectarse parcialmente en los pozos con fines de levantamiento.
3.2.1.- Equipo de superficie.
- Planta compresora.
- Red de distribución de gas a alta presión. .
- Equipos de medición y control: registradores y reguladores de flujo, válvulas
de bloqueo y otros.
- Red de recolección de fluidos a baja presión.
23
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
3.2.2.- Equipo de subsuelo.
La parte del equipo cuyo funcionamiento es más importante para realizar el
diseño y análisis de una instalación de LAG lo constituyen las válvulas de
levantamiento. En el pozo las válvulas van instaladas en tuberías poseedoras
de conexiones especiales (llamadas mandriles) las cuales se sujetan a la
profundidad deseada, y permiten el paso de gas a través de las válvulas.
La válvula de LAG es básicamente un regulador de presión. De acuerdo con
la presión la cual predominantemente abre a la válvula, éstas se clasifican
en:
1. Válvulas operadas por presión de gas: son aquéllas donde la presión de
gas actúa sobre el área del fuelle, la cual abre predominantemente por dicha
presión.
2. Válvulas operadas por presión de fluido: son aquellas donde la presión del
fluido del pozo actúa sobre el área del fuelle la cual abre predominantemente
por dicha presión.
Los mandriles constituyen una parte integral de la tubería de producción. El
número de mandriles, así como la posición de cada uno de ellos, se
determina en el diseño de la instalación y dependerá fuertemente de la
presión de inyección disponible en el sistema. A mayor presión disponible,
mayor será la profundidad a la cual se puede colocar un mandril.
3.3.- Rango de aplicación.
El rango de aplicación de LAG es muy amplio dependiendo de sus variantes. 24
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
En LAG Continuo, su uso más recomendado es para pozos de crudos
medianos y livianos (gravedades API entre 18 y 40), con RGP de formación
media a alta (hasta de 115 m3/bl (4000 pie3/bl)). La profundidad de aplicación
es de hasta 3 Km (10000 pies) (Centro Lago, Barúa Motatán), y la viscosidad
hasta de 10000 cps en superficie (Urdaneta Oeste). La tasa de producción es
hasta de 5000 BBPD (Barúa-Motatán).
El uso más recomendado del LAG intermitente es para pozos de crudos
medianos y livianos (gravedades API entre 18 y 40), con RGP de formación
media a alta (hasta de 115 m3/bl (4000 pie3/bl)). La profundidad de aplicación
es de hasta 1.8Km (6000 pies) (Lagunillas Lago), y la viscosidad hasta de
100cps en superficie (Lagunillas Lago). La tasa de producción es hasta de
400 BNPD (Lagunillas Lago).
La limitación más relevante de los métodos de LAG, es porque se requiere
de alta disponibilidad de gas y una fuerte inversión inicial asociada a
sistemas de compresión, recolección y distribución de gas, lo cual puede
representar una barrera en el desarrollo de nuevos campos. Sin embargo, los
costos asociados a la adición de nuevos pozos a una red existente son
relativamente bajos. Adicionalmente en pozos presentadores de problemas
de deposición de carbonatos y formación de emulsiones, el método de LAG
agrava la situación.
25
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
3.4.- Criterios generales de diseño y diagnóstico.
Para el proceso de selección y dimensionamiento de equipo se requiere la
siguiente información
3.4.1.- Datos requeridos.
1. Considerar las características y estado mecánico del pozo, como el
diámetro y serie del revestidor o revestidores, diámetro y longitud de la
tubería de producción, diámetro y serie del cabezal de producción,
profundidad de asentamiento de la empacadura.
2. Considerar las características del sistema de compresión de gas, la
presión disponible en superficie, la composición y caudal disponible de gas,
el diámetro y longitud de la línea de gas.
3. Considerar las características del sistema de recolección de crudo tales
como: Línea de flujo (diámetro, longitud, irregularidad del terreno), presiones
de separación y/o múltiples.
4. Considerar los posibles problemas de producción a presentarse tales
como, asfaltenos, parafinas, arenas, escamas, alta viscosidad y otros.
5. Determinar el comportamiento de afluencia (Índice de Productividad) y
establecer el punto óptimo de producción, considerando las limitaciones
impuestas por las tasas criticas en cada área. En el caso de pozos nuevos, la
productividad del pozo puede ser calculada, conociendo los parámetros
básicos del yacimiento y la completación del pozo. Esto puede realizarse a
través del análisis nodal. El único parámetro del cual no se puede tener una 26
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
dimensión con exactitud es el daño de formación, el cual presenta el pozo.
Este valor debe estimarse, tomando en consideración experiencias previas
en pozos nuevos del área a perforar. Los registros de presión y temperatura
deben tomarse en pozos vecinos del mismo yacimiento para determinar la
correlación de flujo multifásico a utilizar en el pozo (esto sino se conoce con
certeza). En el caso de pozos existentes también debe realizarse el análisis
anterior cuando se realicen recompletaciones y/o rehabilitaciones, donde la
productividad del pozo sea modificada. En el caso de rediseño por fallas en
el equipo de levantamiento la afluencia del pozo se conoce y no debe
calcularse o estimarse. En el caso de pozos existentes (recompletaciones,
rehabilitaciones, rediseño), se debe analizar el comportamiento de las
variables de producción (Q, RGP, %AYS, API, presión estática) a través del
tiempo, para determinar la tendencia de comportamiento de afluencia del
pozo. Se entiende por tasa crítica como la máxima tasa la cual puede
producir el pozo sin ocasionar daños a la formación, generados por un
diferencial de presión excesivo, tales como arrastre de finos, conificación de
agua o gas, depósito de asfaltenos o parafinas en la cara de la formación y
otros.
6. Datos PVT representativos (Rs, Bo, Pb, Viscosidad, gravedad específica
del gas), para una mejor selección de la correlación de flujo multifásico, la
cual representa el gradiente de presión vs. profundidad y permite la
adecuada estimación de la presión de fondo fluyente del pozo. La selección
de esta correlación debe soportarse con el análisis de registros de fondo 27
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
fluyente del pozo o de pozos del mismo yacimiento con características de
afluencia y completación similares al pozo en estudio.
3.4.2.- Consideraciones de diseño en LAG continuo.
1. Es recomendable considerar a la válvula operadora quede lo más cercana
posible a la zona productora. Si por la presión de gas disponible en superficie
no sea factible hacer esto, es decir, el punto de inyección quede muy por
encima de la arena productora, entonces se recomienda añadir mandriles
con válvulas ciegas por debajo del punto de inyección y espaciados
equidistantemente. Ello garantizará la adecuación del diseño en la medida en
la cual el yacimiento declina su energía.
2. Para el diseño de pozos horizontales, se debe considerar la instalación de
los mandriles de LAG en ángulos inferiores a 45 grados (respecto a la
vertical), pues las herramientas de pesca de guaya fina, utilizadas para la
extracción de válvulas, operan adecuadamente hasta esta condición.
Adicionalmente al incrementarse la inclinación del pozo, el efecto de
reducción de pérdidas de presión por elevación disminuye.
3. Se debe considerar el uso de dos formas básicas de diseño en LAG.
continuo: con válvulas operadas por presión de revestidor, aplicables cuando
existe suficiente presión de gas de inyección y/o estabilidad del sistema de
compresión, y válvulas operadas por presión de tubería, aplicables cuando
existe inestabilidad en el sistema de inyección y/o poca disponibilidad de
presión. No es recomendable el uso de estas últimas cuando existe 28
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
incertidumbre o inestabilidad en el comportamiento de presión en la tubería
de producción.
Por esta razón, se recomienda diseñar en lo posible utilizando el método de
válvulas operadas por presión de revestidor. Las válvulas operadas por
presión de revestidor permiten identificar fácilmente el punto de inyección.
Adicionalmente, la operación de arranque de un pozo con válvulas de tubería
es más compleja porque es necesario presurizar la tubería para permitir la
descarga del pozo. En el caso de PDVSA La Salina, cerca de un 98% de las
instalaciones han sido efectuadas según el método de válvulas operadas por
presión de revestidor.
4. Se recomienda el uso de un orificio como válvula operadora. En este caso
se debe garantizar el flujo crítico a través del orificio y así evitar problemas de
inestabilidad (inyección inestable de gas a través de la válvula). El uso de
orificio permite además, reducir la posibilidad de fallas en los elementos
mecánicos-móviles de las válvulas.
5. Se debe considerar el uso de válvulas de 3.8 cm. (1.49 in) debido a la
mayor durabilidad y confiabilidad.
6. La selección del mandril estará condicionada por el diámetro del
revestidor, diámetro de la tubería de producción, la profundidad de su
instalación y el grado de inclinación del pozo.
7. Un diseño de LAG no debe considerar el uso de reductores a nivel del
cabezal. Su uso debe estar restringido para el monitoreo de arranques de
pozo con posibilidad de producción de arena. 29
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
8. La calibración de la válvula de LAG y su verificación deben realizarse
antes de su instalación. Se debe utilizar la Norma API 11v para la calibración
de las válvulas de LAG.
9. La presencia de aromáticos en los fluidos debe considerarse en la
selección el elastómero adecuado para las empacadura de la válvula de
LAG.
3.4.3.- Consideraciones de arranque de pozos en LAG continuo.
Una instalación de LAG requiere de ciertos elementos en superficie
indispensables para su correcto arranque, operación y diagnóstico:
1. Sección de medición de flujo de gas y presiones (registrador de flujo, placa
orificio, registrador de dos presiones).
2. Sección de Control (choque ajustable o fijo).
3. El arranque es una operación delicada, crítica para el éxito del método.
Debe realizarse sin premura, por cuanto las válvulas corren el riesgo de
dañarse por erosión. La protección de las válvulas de descarga es de suma
importancia para lograr la transferencia hasta la válvula operadora. Por lo
tanto, se debe arrancar con un flujo de gas moderado, el cual no exceda la
velocidad de erosión del material* del asiento de la válvula. Durante este
proceso, es imprescindible el uso de registros de flujo de inyección de gas,
* La velocidad de erosión se obtiene mediante el uso de simuladores de descarga dinámica (Dynalift).
30
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
presiones de tubería y revestidor para verificar el éxito de la operación de
descarga, los cuales deben tener una duración no menor de 24 horas.
4. En el caso de reemplazo de válvulas de LAG en pozos de crudo pesado,
se recomienda desplazar la columna de líquidos en la tubería con fluidos de
baja viscosidad para facilitar la acción de las herramientas de pesca.
5. Se recomienda la medición de la tasa de producción de fluidos y el corte
de agua una vez el pozo haya estabilizado.
6. Se deben utilizar las compañías de guaya fina, certificadas debidamente
por PDVSA.
3.4.4.- Operación y mantenimiento en pozos de LAG automatizado.
1. Existen dos modalidades de automatización: a nivel de múltiple y a nivel
de pozo.
2. En el caso de automatización al nivel de pozo se registran en tiempo real
las siguientes variables: el flujo de gas, presión de revestidor y tubería.
3. En el esquema de automatización a nivel del múltiple se registran en
tiempo real, la presión diferencial, presión de la línea de gas y la temperatura
del flujo con la cual se determina el caudal. La presión de revestidor se
estima a partir de la presión a la descarga del regulador de flujo en la línea
de gas.
4. En ambos casos, estas mediciones deben complementarse con una
prueba de producción del pozo para efectuar el diagnóstico y optimización. El
31
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
esquema de automatización al nivel de pozo es más preciso y confiable, sin
embargo implica un mayor costo por instalación y mantenimiento.
5. La decisión del esquema de automatización a utilizar, dependerá de los
resultados de la evaluación económica respectiva. Esta debe considerar: el
costo del mantenimiento futuro, confiabilidad y velocidad de obsolescencia de
la instalación, así como la producción, declinación y reservas remanentes del
pozo.
6. En general, un sistema automatizado permite tomar acciones oportunas
frente a cambios en el comportamiento de producción del pozo, lo cual
minimiza la producción diferida.
7. La duración de las pruebas de producción debe establecerse basándose
en el caudal de producción, la distancia desde el pozo al punto de medición,
la capacidad volumétrica e instrumentación del separador de prueba. Para
garantizar una medida confiable de la producción del pozo, la presión del
separador de pruebas debe ser muy cercana a la del separador general.
3.4.5.- Operación y mantenimiento en pozos de LAG no automatizado.
1. En este esquema el pozo se instrumenta con un registrador de presión
revestidor/tubería y un registrador de flujo de gas de inyección para obtener
las variables importantes del método y relacionadas con las pruebas de
producción. Se recomienda la obtención de los registros de presión y flujo de
gas al menos una vez al mes, debidamente sincronizada con la prueba de
32
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
producción. Sin embargo, para los pozos de mayor potencial, se recomienda
un registro mas frecuente.
2. La duración de las pruebas de producción debe establecerse basándose
en el caudal de producción, la distancia desde el pozo al punto de medición,
la capacidad volumétrica e instrumentación del separador de prueba. Para
garantizar una medida confiable de la producción del pozo, la presión del
separador de pruebas debe ser muy cercana a la del separador general.
3. Reflejar en el disco colocado en el registrador de flujo de gas, la presión de
la línea de gas aguas debajo de la válvula de control de flujo. Esto permitirá
obtener un registro estimado de la presión del casing del pozo.
3.4.6.- Consideraciones generales.
1. La operación de este sistema requiere de personal calificado para la
revisión y calibración de equipos así como para la medición de las variables
asociadas al proceso. De esta manera, se obtiene la información necesaria
para tomar las acciones la cual permitan una adecuada operación y
funcionamiento de las instalaciones. El número de operadores debe
determinarse con base a la densidad de pozos, extensión del área
geográfica, ubicación (costa adentro o costa afuera), nivel de automatización
y la complejidad de los sistemas involucrados.
2. Dependiendo de la severidad del problema de sólidos y líquidos en el
sistema de gas, se deben efectuar operaciones de limpieza periódicas en los
múltiples y líneas de gas. 33
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
3. Debe evitarse el uso de líneas compartidas ("enganche", "pata de gallina",
"rabo de cochino") tanto para la inyección del gas como la recolección de la
producción, debido a esta práctica produce perturbaciones en la producción
del pozo y dificulta él diagnóstico, la prueba del pozo y la automatización del
campo.
4. La asistencia del ingeniero de producción en la ejecución de los trabajos
de cambio de las válvulas de gas lift. Esto permitirá verificar la correcta
instalación de las mismas, así como la ejecución de diagnósticos
operacionales (por ejemplo, instalación de válvulas ciegas para descartar
comunicación tubería-anular).
4.- Emulsiones.
4.1.- Definición.
Es una mezcla de dos líquidos inmiscibles, es decir, líquidos los cuales no se
mezclan en condiciones normales, donde uno está disperso en el otro en
forma de pequeñas gotas, y es estabilizada por un agente emulsionante.
El tamaño de las gotas puede estar comprendido entre 0.1 a 1000 micras de
tamaño, además en una emulsión, el líquido en pequeñas gotas se conoce
como fase dispersa y el cual rodea las gotas se llama fase continua o
externa.
34
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
4.2.- Formación de las emulsiones.
La formación de emulsiones se debe a la influencia de los efectos mecánicos
en el sistema de producción, además de la presencia de sustancias
químicas.
En los métodos mecánicos utilizados para el tratamiento, extracción y
traslado están constituidos de movimientos, en los cuales se producen
efectos de turbulencia y agitación, y las sustancias químicas (emulsificantes)
se pueden encontrar en el agua asociada al propio crudo y en el propio crudo
como asfaltenos y parafinas. Las sustancias químicas cumplen con la función
de mantener la estabilidad de las emulsiones.
4.3.- Clasificación de las emulsiones según su naturaleza de fase
dispersa.
Las emulsiones se clasifican como sigue:
a. Emulsión de agua en petróleo (W/O):
Este tipo de emulsión es la más común de la industria petrolera, en ella la
fase dispersa es el agua y la fase continua es petróleo. El contenido de agua
oscila entre 10 Y40 % o mayores.
b. Emulsión de petróleo en agua (O/W):
En esta la fase dispersa la constituye el petróleo y la fase continua el agua.
35
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
c. Emulsión de petróleo en agua en petróleo (O/W/O):
Esta constituida por una fase continua de petróleo en cuyo seno se
encuentran dispersos glóbulos de agua, los cuales a su vez forman una fase
continua, en la cual se encuentran disperso glóbulos pequeños de petróleo.
d. Emulsión de agua en petróleo en agua (W/O/W):
Esta constituye una fase continua de agua, en la cual se encuentra una
primera fase dispersa de petróleo, que a su vez, le sirve de fase a una
segunda fase dispersa de petróleo.
4.4.- Factores los cuales favorecen la formación de emulsiones.
I. La intensa agitación a la cual es sometido el crudo en la tubería de
producción de los pozos.
II. Los pozos en flujo natural producen crudo a alta presión y con gran
cantidad de gas, en condiciones de gran turbulencia.
III. Cuando los pozos son controlados con estranguladores.
IV. Los pozos productores por levantamiento artificial por gas tienen un
problema similar a los flujos natural.
V. En los yacimientos de baja presión, se hace necesario levantar el
crudo por medio de bombas de subsuelos, las cuales por su operación
normal causan agitación.
36
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
4.5.- Deshidratación de crudo.
La deshidratación es el proceso mediante el cual se separa el agua presente
en el crudo a niveles máximos permitidos en las especificaciones del
mercado y/o refinación. Para la industria petrolera estos límites de agua
aceptables son menores al 1 %, para la comercialización y refinamiento del
crudo.
• Efectos de la presencia de agua en el crudo.
1. El agua en las refinerías causa corrosión y manifestación de "coque", el
cual forma parte de los desechos en las etapas de refinación, así como
aumentos anormales de la temperatura, lo cual acarrea grandes
inconvenientes a los procesos de refinación.
2. La presencia de agua causa un costo mayor en el transporte del petróleo
y corroe tanques y oleoductos.
3. Mayor gasto de los equipos utilizados debido a la mayor viscosidad de los
crudos y mayores volúmenes manejados.
4.6.- Procesos de deshidratación de crudo.
4.6.1.- Método químico.
Existen diversas teorías para explicar el efecto de los compuestos químicos
demulsificantes sobre las emulsiones, las tres teorías más importantes son:
37
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
a. Con la adición de productos químicos se trata de invertir la formación de
emulsión petróleo en agua, claro está, durante este proceso, se alcanzarían
las condiciones intermedias de separación de las dos fases (agua y petróleo).
b. La adición de productos químicos demulsificantes hacen a la película del
agente emulsionante, (la cual rodea las gotas de agua) a adquir una rigidez
quebradiza hasta provocar una contracción, la cual causa el rompimiento de
la película, y con lleva las gotas a juntarse y luego decanten.
c. Consisten en la adición de surfactantes a una emulsión, la cual causa una
reducción notable de la tensión superficial entre los líquidos en contacto,
partiendo de las diminutas gotas de la fase dispersa se junten y luego
decante. Este método es el más importante, por ser el más moderno y
aceptado.
Existen distintos procesos utilizados en la deshidratación química, entre los
cuales tenemos:
. Tratamiento en el pozo.
. Tratamiento en las líneas de flujo.
. Tratamiento por lotes ó baches.
La diferencia básica que existe entre los tres métodos es el punto donde la
química debe ser aplicada.
4.6.2.- Punto de inyección de química.
El punto de inyección de la química es muy importante en el tratamiento de
los crudos emulsionados. Después de ser la química inyectada en el crudo, 38
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
debe tener suficiente agitación a modo de mezclar suficientemente con la
emulsión, y lo ideal sería el contacto con todas las gotas de agua
suspendidas en la emulsión. Por lo tanto, se quiere inyectar la química en un
punto donde, ésta entre en contacto con toda la emulsión, y con una
dosificación o concentración lo más bajo posible, pero en suficiente cantidad
para tratar la emulsión.
5.- Surfactantes.
En el campo de aplicación de los surfactantes es probablemente el más
interdisciplinario de la ciencia y tecnología moderna.
Cuando se examina una superficie o una interfaces, es decir, un límite entre
dos sustancias inmiscibles, hay una fuerte probabilidad de encontrar un
fenómeno interfacial, el cual pone en juego a un surfactante. En nuestro
entorno y en nosotros mismos se consiguen una gran variedad de superficies
y de interfaces. Existen, además, muchos procesos industriales donde se
manipulan fragmentos de sustancias u objetos delimitados por una superficie.
Existe una muy grande variedad de surfactantes utilizados por sus
propiedades particulares o por los fenómenos interfasiales los cuales
permiten producir en la amplia gama de procesos industriales, de uso
doméstico o de fenómenos naturales.
39
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
Se pueden utilizar tres entornos para organizar los surfactantes:
1. En función de una clasificación de los surfactantes por tipo, por su
estructura química, por su ionización en el agua, y otros. Se utiliza la
clasificación convencional fundamentada sobre la ionización en la fase
acuosa: surfactantes aniónicos, catiónicos, noiónicos y anfóteros.
2. En función de las propiedades particulares o de fenómenos involucrados.
Se hablará entonces de tensoactivos (disminuyen la tensión), de jabones
y de detergentes (para lavar), de humectantes (para cambiar la
mojabilidad y el ángulo de contacto), de dispersantes, de agentes
espumantes o antiespumantes, de emulsionantes o de demulsionantes,
de inhibidores de corrosión, de agentes antiestáticos, de desenrredantes,
de suavizantes, de estabilizantes y otros.
En esta clasificación no es del todo satisfactoria porque la propiedad del
surfactante no depende exclusivamente del surfactante mismo, sino
también del ambiente fisicoquímico. Un agente deshidratante, utilizado
para desestabilizar una emulsión, es a menudo un buen agente
emulsionante en otro ambiente fisicoquímico. Por otro lado ciertos
surfactantes pueden presentar varias de las propiedades mencionadas.
3. En función del proceso industrial, del uso doméstico o del fenómeno
natural en el cual se consiguen. Esta clasificación no es satisfactoria
tampoco, debido a muchos procesos o fenómenos naturales, aunque muy
diferentes en naturaleza, se fundamentan en el mismo principio.
40
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
5.1.- Deshidratación.
Una de las operaciones industriales donde los surfactantes aparecen como
un producto milagroso es la deshidratación de crudo. En efecto, el petróleo
llega a la superficie bajo forma de una emulsión agua en aceite, y es por lo
tanto indispensable eliminar el agua hasta un máximo de 1%BSW.
Esta eliminación se realiza en un aparato de deshidratación el cual pone en
juego las fuerzas de sedimentación (calentamiento, campo electrostático)
pero también la formulación fisicoquímica o a través de los productos
deshidratantes o desemulsionantes. Estos productos son surfactantes
poliméricos de tipo hidrofílicos, capaces de combinarse con los surfactantes
naturales (asfaltenos, resinas), para obtener una formulación apropiada a la
cual la emulsión se romperá más rápidamente.
La acción del desemulsionante es a veces misteriosa y su escogencia como
su dosificación ha estado largo tiempo reservado al campo de algunos
expertos y de numerosos vendedores. Hoy no es así, y se puede abordar el
problema de los agentes deshidratantes de manera casi cuantitativa.
6.- Productos demulsificantes.
Los demulsificantes son productos químicos utilizados para romper
emulsiones presentes en crudos, estos productos poseen formulaciones, las
cuales representan patentes de la empresa proveedora, como se conoce
todos los productos demulsificantes aplicados son a base de resinas
etoxiladas y la variación entre unos y otros se encuentra en los componentes 41
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
y proporciones de mezclado algunos de estos son fundamentalmente naftas
aromáticas y diesel.
Para conocer más sobre la base de los productos se tiene químicamente una
resina oxialquilada es aquella la cual posee en su molécula polimérica un
producto alquil o un radical alquilo, este es un radical de un hidrocarburo
parafínico, el cual puede representarse como derivado de un alcano porque
se elimina un átomo de hidrógeno de la fórmula. También posee las
propiedades del radical oxígeno en el polímero.
El comportamiento exacto de los productos demulsificantes sobre el
surfactante es desconocido, sin embargo se cree de alguna manera el
demulsificante desplaza al surfactante natural y estimula la coalescencia de
las gotas.
7.- Optimización.
La optimización consiste en distribuir el gas de levantamiento con el objetivo
de producir el mayor volumen de crudo con el mínimo volumen de gas,
considerando la disponibilidad del mismo en el sistema, de acuerdo a
criterios económicos. En un campo determinado la distribución de gas a cada
pozo, se realiza a partir de una curva de tasa de petróleo contra volumen de
gas inyectado propia del campo, la cual se genera a partir de la curva
individual de los pozos. Periódicamente se usan los programas
optimizadores para efectuar el ajuste en cada pozo. Esta frecuencia
42
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
dependerá de la ocurrencia de cambios al nivel de sistema o de pozos
individuales donde afecten su comportamiento de producción. En sistemas
automatizados la optimización es más dinámica. Los programas
optimizadores se acoplan a los sistemas supervisorios para ajustar el gas en
forma automática.
8.- Software recomendado.
El software estandarizado por el Comité Interfilial de levantamiento artificial
para diseño, diagnóstico, y optimización esta constituido por: Pipesim y
Wellflo para LAG continuo e Isis-Int para LAG intermitente.
Para la optimización de sistemas se encuentran los software Fieldflo, Pipesim
Goal y GOESS de PDVSA Intevep.
9.- Simulación del pozo.
Se realiza a través de software entre ellos se encuentran: AUTOGRAPH
PCtm, utilizado por la empresa Baker Hughes, Wellflo 3,6 y PIPESIM 2000
disponibles en PDVSA, para realizar simulaciones a pozos activados bajo
este sistema de levantamiento.
Dichos simuladores sirven como herramientas para optimizar y modelar el
comportamiento de los pozos dependiendo de los datos de campo y de la
formación a la cual está asociado, facilitando el diagnóstico y posible ajuste
del equipo en caso de ser necesario. Para ello utilizan el método de análisis
nodal. 43
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
Los nodos se pueden clasificar de dos maneras como son:
9.1.- Nodo funcional.
Un nodo se considera funcional cuando ocurre un diferencial de presión a
través de él como por ejemplo: el reductor, empaque con grava, válvula de
seguridad, entre otros. Y la respuesta de presión o tasa de flujo puede ser
representada mediante alguna función matemática o física.
9.2.- Nodo solución.
Un nodo se clasifica como solución cuando se trata de un punto en la
trayectoria del fluido donde sólo existe una presión por ejemplo el fondo del
pozo, el cabezal del pozo, el separador y otros.
El sistema nodal es un medio efectivo para el análisis de un pozo, haciendo
los cambios recomendados o planificados apropiadamente en un nuevo
pozo. Este procedimiento para optimizar la producción de los pozos resulta
económico.
10.- Segregación Urdaneta Pesado.
La Unidad de Explotación La Salina, perteneciente al Distrito Maracaibo, de
la División de Producción Occidente de PDVSA, está ubicada en Cabimas,
Estado Zulia.
Sus actividades operativas se desarrollan en el Lago de Maracaibo,
abarcando los campos: La Rosa, Punta Benítez, Tía Juana, Lagunillas y
Urdaneta (ver figura 2) 44
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
Fig. 2. Ubicación de los campos controlados por la Unidad de explotación la Salina.
Fuente: Unidad de Explotación La Salina Infraestructura, Año 2000.
La unidad cuenta con dos equipos de negocio, lo cual son: Rosa Mediano
(RM) y Urdaneta Pesado (UP), donde la principal característica es el
diferente tipo de crudo producido en cada uno de ellos (densidades de 916 y
986 kg/m3, 23 y 12 °API respectivamente). El negocio Urdaneta se encarga
de la segregación UP (ver figura 3), la cual produce crudos de las
formaciones de edad Oligoceno-Eoceno / Cretáceo a través de la explotación
de 9 yacimientos, 6 de ellos de edad cretácea, denominados K-17, K-21, K-
23, K-26, K-32 y K-35, y 3 de edad oligoceno-eoceno, UD-05 y Rosa 11,
ambos inactivos, y el yacimiento Urdaneta 01 (URD-01). Este último
45
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
yacimiento fue descubierto en 1946 pero no se desarrolló sino hasta 1982,
cuando los precios internacionales del crudo permitieron la explotación
rentable del crudo pesado.
Fig. 3. Ubicación geográfica de la segregación Urdaneta Pesado.
Fuente: Unidad de Explotación La Salina Infraestructura, Año 2000.
El yacimiento URD-01 se encuentra ubicado en la zona Norte del Lago de
Maracaibo (adyacente a las áreas de Ambrosio y Urdaneta Este); los límites
que lo configuran indican que tiene una extensión aproximada Norte-Sur de
19Km y Este-Oeste de 6Km, con un volumen de 1.1·1010 m3 (8.9 MMacre·ft).
Está conformado por las formaciones productoras La Rosa/Icotea/Misoa, y
46
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
dividido en 7 bloques, presentando un POES (petróleo original en sitio)
asociado de 1.93·109 m3, 12.17 millardos de barriles (MMMbbl).
11.- Patio de Tanques Ulé.
El patio de tanques Ulé se encuentra ubicado en el Municipio Tía Juana,
cuenta con instalaciones para el tratamiento de crudo para su
comercialización, y de clarificación de las aguas de formación provenientes
de la separación del crudo y agua en los tanques de reposo, como parte del
proceso de deshidratación. En la figura 4 se muestra el esquema del patio de
tanques Ulé.
Fig. 4. Patio de tanques Ulé.
Fuente: Unidad de Explotación La Salina Infraestructura, Año 2000.
47
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
En el patio de tanques Ulé llegan, los crudos de producción provenientes de
la Segregaciones UP, Tía Juana Liviano y Tía Juana Mediano; y crudo de
transferencia de otros patios, Rosa Mediano proveniente del patio de tanques
Punta Gorda, Condensado Natural proveniente de Taparito y Sur Tía Juana
Mediano proveniente de Lagunillas Norte. El crudo recuperado de las
diferentes etapas del proceso de clarificación de las aguas de formación se
envía hacia las corrientes de crudo liviano la cual entran al patio, con el
objeto de completar su deshidratación y recuperación.
El sistema tiene dos líneas de entrada de 0.61m (24in) de diámetro, la línea
nueva y la línea vieja, por las cuales viaja el crudo, el cual ha sido tratado en
las estaciones de flujo con química antiespumante y demulsificante para
facilitar su deshidratación, llegando al patio de tanques con una temperatura
de entrada de 30 a 32°C (86 a 90°F). Luego parte de la mezcla se hace
pasar por dos intercambiadores de calor, donde se le incrementa la
temperatura al crudo entre 63 y 71°C (145 y 160°F). A la salida de los
intercambiadores se incorpora a las líneas originales y vienen a 43°C
(110°F), presentando la unión de estas dos líneas una temperatura de 54°C
(130°F).
El crudo pasa por dos separadores tipo ciclón, y luego a dos tanques de
lavado, en donde se deshidrata el crudo mediante separación gravitacional,
hasta alcanzar la especificación de 1% de AyS a la salida de dichos tanques,
con un tiempo de residencia de 18 h a una temperatura de entrada de 68°C
(155°F) y de salida de 63 °C (145°F). 48
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
Los tanques de lavado tienen una capacidad nominal de 96.000 bbl uno y de
80.000 bbl, siendo la capacidad real de los dos tanques en conjunto de
131.000 bbl. Los tanques poseen un colchón de agua de fondo de 3.7 m de
altura, en el cual se asienta el agua que sale a los separadores API tipo
tanquilla.
El crudo en especificación se envía al tanque de compensación, donde se
bombea a los dos tanques de almacenamiento y fiscalización pasando
previamente por los trenes de intercambio de calor, con la finalidad de
suministrar calor a la corriente de entrada.
Una vez el crudo almacenado se deja reposar por 4 horas y se verifica su
contenido de agua con la finalidad de determinar la necesidad de dejar
reposar por tiempo adicional, para luego realizar la fiscalización y corroborar
la calidad final para su posterior despacho hacia el CRP (Centro de
Refinación Paraguaná).
12.- Antecedentes del estudio
Se tomaron como antecedentes investigaciones referidas a la
inyección de demulsificantes en sistema de levantamiento artificial por gas,
emulsiones presentes, inyección de química, que se especifican a
continuación:
49
• Borges R., y Busto Y. Estudiaron la factibilidad para la inyección de
demulsificantes en sistemas de levantamiento artificial por gas en el
yacimiento URD-01 a cuatro pozos con problema de emulsión, y los
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
resultados obtenidos es que se logró romper entre un 40% y un 70% de
la emulsión.
• Oliveros M., y Margarita, J. Estudiaron las emulsiones presentes en la
Segregación Urdaneta Pesado, y determinaron que de 117 pozos el
81.2% presentan emulsión de tipo W/O con porcentaje entre 0.8 y 73.8,
también se determinó que es posible la presencia de emulsión tipo O/W,
pero solo cuando el porcentaje es mayor o igual a 80.
• Lagerf D. Inyectó desmulsificante diluido con diesel a través de gas lift en
22 pozos localizados en la bahía de Prudhoe en Alaska, observándose
un aumento en la producción y obteniendo un beneficio indirecto como el
aumento de la temperatura de flujo en la línea de producción reduciendo
en depósito las parafinas.
• Castro M., y David R. Evaluaron la inyección de química desmulsificante
en 13 pozos con sistema de levantamiento artificial por gas lift continuo,
pertenecientes a la Unidad de Explotación Lagomedio, y se concluyó
que la tendencia del efecto del tratamiento fue nula, ya que, 10 de los 13
casos no cambiaron significativamente su producción desde el punto de
vista estadístico.
• Rodríguez A., y Francis E. Estudiaron la factibilidad técnico-económica
de sustituir el gasoil por el gas de levantamiento artificial como fluido de
desplazamiento de química desmulsificante, a seis pozos ubicados en el
área de Centro Lago, y los resultados obtenidos fue un aumento de
50
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
producción en cuatro de los pozos y la disminución de la emulsión en
todos.
• Vianey de Silva R., y Batista J. Inyectaron desmulsificante a través de
líneas de gas lift de dos sistemas flotantes de producción de Petrobras
instalados en la bahía de Campos en Rio de Janeiro, Brasil; y
observaron que el efecto del producto se observó a los cuatro días del
inicio de la inyección en la línea de gas de los pozos.
13.- Definición y abreviaturas de términos básicos.
• Agua libre: Es el agua observada con sólo tiempo de reposo.
• Agua y sedimento (%AYS): Cantidad de agua y sedimento en
suspensión, presente en los hidrocarburos líquidos, determinada como
un porcentaje en volumen (%AYS) del total de líquido contenido en los
tanques, mediante el método de centrifugación o destilación.
• Análisis nodal: Es un estudio metódico para evaluar y optimizar un
sistema de producción con miras a obtener la máxima capacidad,
tomando en cuenta la rentabilidad de los procesos.
• Anfífilo: Se dice de una sustancia o de una molécula la cual posee
una doble afinidad polar - no polar.
51
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
• ASTM: American Society for Testing and Materials (Sociedad
Americana de Pruebas y Materiales), cuya función es dirigir la
ejecución de pruebas y el uso de materiales en la industria petrolera.
• API: American Petroleum Institute (Instituto Americano de Petróleo).
Define la gravedad del crudo producido por cada
pozo/yacimiento/segregación.
• Barril: Medida estándar del volumen equivalente a 42 galones en
Sistema Americanos.
• BBL: Barriles.
• BBPD: Barriles Brutos de Petróleo por Día.
• BES: Bombas Electrosumergibles.
• BNPD: Barriles Netos de Petróleo por Día.
• Bomba: Es una máquina la cual absorbe energía mecánica y
restituye al líquido que la atraviesa (energía hidráulica). Las bombas
52
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
se emplean para impulsar toda clase de líquidos, líquidos espesos con
sólidos en suspensión.
• Cabezal de pozo: Conjunto de válvulas, colgadores y elementos
empacadores donde va colgada la tubería de revestimiento. Dicho
equipo y sus accesorios sirven para producir el pozo en forma segura.
• Campo: Grupo de pozos, adyacentes, separados por áreas no
productivas o artificialmente delimitadas.
• Categoria: Clasificación utilizada para denotar la condición actual de
producción de un pozo, tal como:
- Categoría 1: pozos activos en el momento.
- Categoría 2: pozos inactivos, pero que a través de un trabajo menor se
pueden poner a producir; es decir, pozos inactivos para producción
inmediata.
- Categoría 3: pozos inactivos, que requieren un trabajo de
rehabilitación para poder ser productivos; es decir, pozos inactivos no
disponibles para producción inmediata.
- Categoría 5: pozos no económicos actualmente.
- Categoría 7: pozos productores de gas.
- Categoría 8: pozos de Inyección de fluidos.
53
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
- Categoría 9: otros pozos.
• CHP: Presión del revestidor (Casing).
• Coagulación: Proceso en donde las partículas pequeñas (gotitas) en
una emulsión se combinan para formar partículas grandes (gotas).
• Coalescencia: Fuerza de atracción de moléculas semejantes entre sí
dentro de una sustancia.
• Corte de agua: Indicativo de la cantidad de impurezas, materiales y
sustancias sólidas y líquidos no hidrocarburados producidos con el
petróleo y se expresa en porcentaje por volumen.
• Criterio de optimización: Consiste en distribuir el gas de
levantamiento con el objetivo de producir el mayor volumen de crudo
con el mínimo volumen de gas, considerando la disponibilidad del
mismo en el sistema, de acuerdo a criterios económicos.
• Crudo: Es un fluido (petróleo, agua, gas y sedimento) producidos en
una formación, a través de un pozo o grupo de pozos, sin recibir
ningún tipo de tratamiento.
54
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
• Curva de comportamiento del pozo: Curva característica de un pozo
para ciertas condiciones dadas. En esta curva se aprecia la posible
producción del pozo en función de varias variables. La variable en este
trabajo es el gas a inyectar.
• Demulsificante: Es un surfactante cuya función es desestabilizar o
romper una emulsión.
• Densidad: Relación existente entre la masa y el volumen de un fluido,
bajo condiciones especificas de temperatura.
• Diluente: Fluidos tales como gasoil/petróleo liviano, la cual permiten
disminuir la viscosidad del crudo para mejorar su afluencia.
• Diseño de gas lift: Procedimiento a seguir para calcular ubicación de
mandriles, válvulas, flujo de gas, etc. Al tener como datos las
características del pozo.
• Dispersión: Se llama dispersión a un sistema polifásico en el cual una
fase se encuentra en forma fragmentada (fase dispersada) dentro de
otra (fase continua). Existen varios tipos de sistemas dispersados y
cada uno tiene una denominación particular.
55
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
• Emulsion: Sistema bifásico relativamente estable compuesto de dos
líquidos inmiscibles: uno en forma de gotas dispersas en el otro.
• Estación de flujo (EF): Centro de recolección de la producción en un
campo. Son instalaciones simples, para el depósito temporal de los
hidrocarburos extraídos de los yacimientos. En las estaciones de flujo
se separa el gas asociado sacado de los depósitos con el petróleo
crudo para luego ser bombeado bajo especificaciones de calidad hacia
patios de tanques.
• Floculación: Proceso donde las partículas dispersas en un medio
líquido muestran tendencia a la mutua adhesión.
• Fluido: Es aquella sustancia la cual debido a su cohesión
intermolecular, carece de forma propia y adopta la forma del recipiente
donde se contiene. Se deforma continuamente, cuando se le aplica
una fuerza tangencial, por muy pequeña que esta sea.
• Ft: Feet (Pies).
• Gas: Cuerpo en estado uniforme tal que sus moléculas,
suficientemente alejadas unas de otras, ejercen fuerzas recíprocas
56
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
atractivas muy pequeñas, o incluso despreciables, y tienden a ocupar
todo el espacio disponible sin determinar una superficie límite.
• Gas inyectado: Es el gas inyectado al pozo, se expresa en pie cúbico
por día.
• Gas lift: Método de levantamiento artificial de crudo donde se utiliza
gas natural inyectado a alta presión como medio para elevar el crudo a
superficie. Se denomina gas Lift aquel gas descargado de la planta
compresora a alta presión y es utilizado para la inyección en aquellos
pozos que producen por levantamiento artificial por gas.
• Gas total: Es la suma del gas inyectado más el gas asociado. Se
determina a partir de su medición en superficie y se expresa en pie
cúbico por día.
• Gravedad API: Es una manera particular de indicar la gravedad
especifica de un crudo y por ende su densidad con respecto al agua.
La densidad relativa del crudo equivale a la del agua a una
temperatura de 60° F (15.56°C), acorde a normas ASTM. Dicho
parámetro sirve de referencia para clasificar el petróleo en livianos,
medianos, pesados y extra-pesados como sigue:
57
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
• Extrapesados 08 - 11 °API
• Pesados 12 - 18 °API
• Medianos 11 - 29 °API
• Livianos 30 °API y más
Esta dada por la siguiente ecuación:
Gravedad API a 60 ºF= 141,5 -131.5
Grav. Esp.60 ºF/60 ºF
• Gravedad específica: La gravedad específica de una sustancia es la
relación de su densidad (o peso específico) con la de una sustancia de
norma. Para los líquidos, la norma empleada es el agua 60 °F. Las
características del rendimiento de bomba sumergible se determinan
empleando bomba fresca con una gravedad específica de 1,0.
• Hidrocarburos: Son sustancias compuestas principalmente por
hidrógeno y carbono.
• Índice de producción: Es la eficiencia de flujo presentada por el
yacimiento y cercanías a la vecindad del pozo durante su vida
58
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
productiva, el cual baja o incrementa de acuerdo al comportamiento de
producción del pozo.
• Índice de Productividad (IP): Es el potencial o habilidad de un pozo
para producir fluido con un diferencial de presión. Se define como el
caudal de producción en barriles por día (bbl/dia) la cual puede
lograrse por cada libra (psi) de reducción en la presión de fondo del
pozo.
• IPR: Si en un pozo se miden distintos índice de productividad a un
tiempo particular en el transcurso de su vida productiva, se obtiene
una relación entre la capacidad de producción y la correspondiente
caída de presión o “DRAW-DOWN”, la cual no es de naturaleza lineal.
Esta relación se denomina comportamiento de afluencia (IPR).
• Levantamiento artificial: Forma de recuperación secundaria de
crudo, en la cual se le inyecta gas a alta presión a los pozos
productores, para estimular la salida de crudo.
• L.A.G: Levantamiento Artificial por Gas o Gas Lift.
59
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
• Mandril: Tubería de forma especial la cual permite asentar en su
interior piezas o elementos mecánicos, tales como válvulas, y cuyos
extremos se encuentran roscados en su diámetro interno. Se
encuentra unida a la tubería de producción través de niples cortos.
• MG: Múltiple de Gas.
• MMPCD: Millones de Pies Cúbicos por Día, utilizada como unidad de
medición de volúmenes de gas, corregidos a condiciones normales de
presión y temperatura.
• Muestra: Volumen representativo de cualquier fluido tomado para
determinar sus propiedades en el laboratorio.
• Múltiple de producción: Conjunto de válvulas y componentes de
tuberías prefabricadas, donde convergen las líneas de flujo
proveniente de los pozos, recolectando de esta forma, los fluidos
producidos pertenecientes a una estación recolectora de flujo y
distribuir el fluido a los patios de tanques.
60
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
• Nodo: Se define como nodo al lugar del sistema (Yacimiento-Pozo-
Superficie) donde se hace un balance entre la energía aportada por el
yacimiento y la requerida por la instalación.
• Plantas de compresión de gas: Instalaciones diseñadas para elevar
la presión del gas producido a niveles la cual puedan ser utilizado para
propósitos de inyección en proyectos de recuperación secundaria,
levantamiento artificial de crudos, transferencias entre áreas, entregas
al Mercado Interno y otros. En el sistema CENTINELA cada planta de
compresión esta identificada por un código.
• Porcentaje de agua y sedimentos (%AyS): Cantidad de agua y
sedimentos contenidos en cada 100 partes en volumen de fluido
producido del pozo determinada mediante el método de centrifugación
o destilación. Es de esencial importancia para evaluar efectos como
conificación de pozos cuando existe una saturación de agua connata o
un acuífero asociado a una arena productora, o la irrupción del frente
de agua en formaciones donde están siendo inyectadas por agua, o
en el arenamiento de pozos donde necesitan empaque de grava, bien
sea porque no fueron correctamente empacados o simplemente
porque no tienen empaque.
61
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
• Potencial de producción: Representa el nivel máximo de producción
estable la cual pudiera ser alcanzado, bajo condiciones optimas de
operación, por los pozos por disponibilidad inmediata de producción
conectados a instalaciones de superficies y cumpliendo con las
normas ambientales y de utilización de gas vigentes.
• Pozo: Es una instalación, donde se ha perforado/completado un hoyo,
con sus revestimientos y dispositivos de producción. Con la finalidad
de comunicar el área de drenaje o yacimiento con la superficie.
• Presión: Es la acción ejercida por una fuerza sobre un área
determinada. En el Sistema Internacional se expresa en Pascal (N/m2)
y en el Sistema Inglés psi (lbs/pulg2). En un fluido es la relación entre
la fuerza ejercida de un fluido, sobre la superficie de un conducto o
recipiente.
• Presión de abandono: Es la presión estática del yacimiento a la cual
no es económicamente rentable producir petróleo de un pozo con el
método actual de producción.
• Presión de burbuja: Presión a la cual un yacimiento pasa del estado
subsaturado al estado saturado. Es decir es aquella presión a la cual
62
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
se libera la primera burbuja o fracción infinitesimal del gas en solución
contenido en el crudo.
• Presión de fondo estimada: Presión de cualquier pozo obtenida
extrapolando este valor de las líneas de igual presión trazadas en un
mapa isobárico.
• Presión de fondo fluyente (Pwf): Es la presión existente a nivel de
las perforaciones del pozo bajo condiciones de estado dinámico,
influenciada por la completación mecánica del pozo, características de
los fluidos, relación volumen porcentual de cada uno de ellos durante
el flujo vertical multifásico de la tubería de producción, es decir,
presión de un pozo a una determinada profundidad cuando este se
encuentre produciendo.
• Presión de inyección: Presión a la cual el gas es inyectado al
cabezal del pozo. Esta presión influye en la profundidad donde el gas
se inyecta al crudo. Esta presión es usualmente alta en inyección para
“gas lift”.
• Presión de succión: Presión de los fluidos a la entrada de una
instalación.
63
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
• Presión estática: Es la presión del yacimiento a condiciones
de equilibrio en el sistema pozo-yacimiento. Estas condiciones son
producto de las fuerzas ejercidas sobre el yacimiento: Presión de
sobrecarga, Empuje hidráulico, gas en solución, capa de gas y se
equilibra con el peso de la columna del líquido en reposo mas la
presión del revestidor existente en el mismo, es decir, presión
estabilizada del pozo luego de haber permanecido cerrado durante un
intervalo de tiempo determinado según las características.
• Prueba de producción: Determinación de los volúmenes de fluidos
(petróleo neto, gas de formación y agua) producidos por cada pozo, en
un determinado período de tiempo, cuya fase líquida se mide en un
tanque o en un separador de prueba, ubicados generalmente en las
estaciones de flujo, y el volumen de gas también se registra en dicho
separador. Se expresa en unidades de volumen por cada 24 horas.
• Psia: Libras por pulgadas cuadradas absolutas.
• Psig: Libras por pulgadas cuadradas manométricas.
• Punto de nube: Temperatura donde las soluciones se hacen
grumosas al enfriarse o calentarse.
64
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
• Relación Gas-Petróleo (RGP): Cantidad de pies cúbicos de gas a
condiciones normales liberados por cada barril normal de petróleo
producido. Se considera en los yacimientos donde la presión de la
capa de gas y del gas disuelto en el petróleo suministran la fuerza la
cual desplaza el petróleo a la superficie los métodos de producción
más eficientes son aquellos donde controlan y operan los pozos de
manera donde cada barril de petróleo llegue a la superficie con un
volumen mínimo de la presión del yacimiento, es decir, la relación
entre el gas de la formación (gas total - gas lift) y el petróleo neto
(fluidos, sedimentos y agua) producido por un pozo o grupo de pozos.
El Ministerio de Energía y Minas ha fijado una Relación Gas-Petróleo
máxima de dos mil pies cúbico por barril normal (2000 PCN), para la
Industria Petrolera Nacional.
• Segregación: Las segregaciones son mezclas específicas de crudos
estables en su composición y propiedades, se hacen con fines
comerciales. Ellas le permiten a la industria la flexibilidad necesaria,
para lograr mayor capacidad y eficiencia en la obtención de
producción y asegurar la mayor captación de mercados
internacionales.
65
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
• Simulador: Técnica en la cual introduciendo datos a un ordenador,
con un software especializado, se representa las condiciones actuales
de un proceso con la modificación de diversas variables.
• Surfactante: Reducen la tensión superficial, rompen o evitan la
formación de emulsiones y mejoran la humectabilidad al agua de
formación.
• Tasa de gas: Caudal de gas a inyectar en el pozo por día. Esta se
expresa en millones de pies cúbicos por día (MMSCF/D).
• Tasa de producción: Balance existente entre la oferta del yacimiento
y la demanda de energía del pozo, incluyendo la facilidad de
transporte hacia la superficie.
• Tasa de produccion de gas: Es el volumen de gas producido por el
pozo en un día y viene expresado en miles de pies cúbicos normales
por día (MPCN/D).El volumen de gas medido en la estación de flujo
para un pozo que produce LAG, incluye el gas producido por el
yacimiento más el gas inyectado con fines de levantamiento.
66
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
• Tasa de producción de líquido: Es el volumen de petróleo y agua
que el pozo produce en un día y viene expresado en barriles brutos
por día (BBPD).
• Tensión interfacial: Se refiere a las tensiones del límite existente
entre dos líquidos debido a la fuerza de atracción de Van Der Waals.
• Tensión superficial: Es la fuerza de atracción hacia dentro ejercida
sobre las moléculas de la superficie de un líquido.
• THP: Presión en el cabezal de la tubería (Tubing).
• UD: Urdaneta.
• U.E.L.S.: Unidad de Explotación La Salina.
• UP: Urdaneta Pesado.
• URD-01: Urdaneta Uno.
• Viscosidad: Es una propiedad del petróleo, la cual tiene punto de
referencia la temperatura del yacimiento, por encima o por debajo del
67
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
punto de burbujeo. Definiendo por debajo, del punto de burbuja la
viscosidad disminuye con aumento de la presión debido a los efectos
donde el gas entran en solución y por encima del punto de burbuja la
viscosidad aumenta con la presión. Se define como viscosidad al
esfuerzo cortante por unidad de área en cualquier punto de un fluido
confinado dividido por el gradiente de velocidad en dirección
perpendicular a la dirección del flujo. Si este gradiente es constante en
el tiempo a cualquier temperatura y presión dada, el fluido es llamado
newtoniano, en caso de no ser constante, el fluido se denomina no
newtoniano.
• Viscosidad aparente: Viscosidad de un fluido complejo, (no
newtoniano) en condiciones dadas.
• Yacimiento: Área la cual consiste de un solo reservorio o múltiples
reservorios de acumulación de gas, petróleo y agua, como un solo
sistema hidráulico conectado, todos agrupados alrededor de o
vinculados a la misma característica geológica estructural individual
y/o condición estratigráfica. Puede haber dos o más reservorios en un
campo estando separados verticalmente por estratos herméticos
intermedios, o lateralmente por barreras geológicas locales o por
ambos.
68
Capítulo III Marco Metodológico
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
En este capítulo se explica con detalle los procedimientos y técnicas a
emplear para la ejecución de la investigación, así como también se describirá
la metodología a seguir para alcanzar cada uno de los objetivos del estudio.
1.- Tipo y diseño de la investigación.
Se recomienda iniciar la aplicación a una dosis de 1000 ppm con el fin de
evaluar el comportamiento de la producción de los mismos y según los
resultados de los análisis realizados se optimizará la dosis del producto
buscando una mejor relación costo beneficio.
Inicialmente se tomarán muestras de crudo de los pozos activos en el
múltiple y se les realizarán las pruebas de BSW, es decir, %emulsión, %agua
y sedimento y viscosidad a 100 y 180°F, los pozos seleccionados están
asociados al múltiple de gas UD-9. Estos presentan un BSW y una
viscosidad alta.
Para realizar la inyección en el campo vamos a usar un tanque de química
instalado en el múltiple de gas UD 09, tiene una capacidad de 1250 litros
(330 Gal) aproximadamente 6 tambores, con el cual va tratar de mantenerse
una inyección constante.
La investigación de este estudio es de tipo descriptivo de campo y
explicativa, los parámetros de porcentaje de emulsión y viscosidad son 70
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
analizados con el fin de observar el comportamiento de los mismos, después
de adicionar la química demulsificante en los pozos durante la prueba piloto,
se pretende aligerar la columna de fluido y de esta manera disminuir la
presión de fondo fluyente con el cual podría lograrse un aumento en la
producción y la disminución de la RGP por la reducción en la inyección de
gas, lo cual mejorará la movilidad del crudo a través de las tuberías no solo
de la estación a patio de tanques sino también del pozo a la estación o el
múltiple asociado.
Es de tipo aplicada ya que está destinada a satisfacer las necesidades de la
empresa, generando soluciones a los problemas planteados y proponer su
implementación a corto plazo utilizando conocimientos teóricos y data ya
existente.
El diseño de esta se enmarcará dentro de los estudios de campo, por cuanto
el escenario donde se pretende observar el fenómeno ya está construido y
no se manipularán variables independientes que lo modifiquen. En este
orden de ideas se plantea la data existente de los pozos activos del Campo
Urdaneta Pesado se tomó en forma directa de la realidad donde se
presentan, a través de pruebas de pozos, historias de producción y carpetas
de pozos.
2.- Población y muestra.
La población se refiere al conjunto para el cual serán válidas las conclusiones
obtenidas a los elementos o unidades involucradas en la investigación.
71
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
En este estudio se realizó a 2 pozos activos UD-205 y UD-433 produciendo
por el método de LAG asociados al Múltiple de Gas Urdaneta 9 (MG-UD-09)
pertenecientes a la EF UD-03, los dos pertenecientes a la Unidad de
Explotación La Salina (U.E.L.S.), la cual está conformada en su totalidad por
6 múltiples de producción y 6 estaciones de flujo con 294 pozos activos, los
cuales se encuentran asociados a las instalaciones de superficie.
El estudio se realiza en el MG-UD-09, el cual cuenta con el espacio
necesario para la instalación de un tanque y una bomba dosificadora para
realizar la prueba piloto, por lo cual se considera que la investigación fue de
tipo intencional, es decir, la selección se realiza con base en criterios o juicios
del investigador.
3.- Método de la investigación.
3.1.- La observación:
Uno de los métodos de investigación es la observación, en el desarrollo del
mismo fue necesario realizar varias pruebas de laboratorio para obtener las
características del crudo, tales como viscosidad, °API, %AyS y %Emulsión,
entre otras, estos resultados fueron tomados antes de agregarle la química
demulsificante. Así mismo, se realizó las pruebas a las muestras de crudo
después de la adición de la química demulsificante, para obtener los
resultados finales y entonces aplicarlo en la prueba piloto.
72
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
3.2.- La inducción:
Otro de los métodos utilizados fue la inducción, es necesario tomar en cuenta
algunos fenómenos en particular como fue el efecto de la alta viscosidad y la
presencia de emulsión en la producción de crudo, con crudos muy viscosos y
emulsionados, la columna de fluido se hace más pesada, provocando un
aumento en la presión de fondo fluyente y por ende una disminución en la
producción, haciendo necesaria la inyección de más gas para poder
movilizar la columna de fluido; considerando estas las bases fundamentales
en el desarrollo de esta investigación y los resultados obtenidos fueron la
base teórica sobre el cual se fundamentó el análisis posterior.
4.- Técnicas e instrumentos para la recolección de información
Para dar respuestas a los objetivos de la investigación se realizó el sondeo
de opinión, la revisión bibliográfica e historias de los pozos; y la observación
directa del comportamiento de los pozos por medio del registro de los pozos,
pertenecientes a la segregación UP del Lago de Maracaibo, de la U.E.L.S.
La recolección de información se realizó mediante dos fuentes: Fuentes
Primarias y Fuentes Secundarias, las cuales se derivan a continuación.
4.1.- Fuentes Primarias: Fueron aquellas la cual permitieron recolectar la
información directamente de su fuente de origen cuando no exista registro
alguno el cual las soporte; para ello se requirió el traslado a las instalaciones
con el fin de formular el sondeo de opinión al personal de operaciones
73
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
custodio de las mismas; se tomó las muestras en el sitio y las mediciones
pertinentes para la instalación del tanque de químico (Demulsificante).
4.2.- Fuentes Secundarias: Fueron aquellas las cuales permitieron
recolectar la información de registros o soportes ya existentes sobre el área
estudiada; entre ellas:
4.2.1.- AICO: Base de datos donde se pueden observar las pruebas
históricas realizadas a los pozos hasta la fecha. En dicha base se pueden
obtener los valores de producción, gravedad API, barriles netos (BNPD),
barriles brutos (BBPD) y caudales de gas (MMPCD) asociados a los Múltiples
de LAG en estudio.
4.2.2.- Centinela 2000: CENTINELA (Centro de Información de
Negocio Lagoven) Sistema corporativo conformado por 11 módulos (ver
figura 46), visualizador de información petrolera, considerado el primer
producto a escala mundial teniendo como objetivo principal el incrementar y
afianzar las fortalezas existentes en los procesos de petróleo y gas, con una
alta capacidad de respuestas y así ser flexible y compatible
operacionalmente, para satisfacer las distintas necesidades presentarlas en
el negocio petrolero.
El programa funciona en una verdadera arquitectura Cliente / Servidor, con
una interfación gráfica, amigable y adaptable a las necesidades requeridas
en el mundo petrolero.
74
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
l
Oleo
Pozo
Seila
Gas
Tabla RAP
Enlace Ido
Seguridad
Fig. 5. Módulos de Centinela.
75
FFuueennttee:: CCeennttiinneellaa 22000000,, AAññoo 22000055..
• Módulos de la aplicación funcional centinela 2000
En este estudio se utilizó el Módulo Pozo, el cual facilitó el control y
seguimiento diario de los parámetros del comportamiento de producción de
los pozos, y mantiene la actualización de los datos históricos de sus pruebas
y muestras. Así mismo consolida los resultados contables del resto de los
módulos para realizar los balances oficiales de crudo y gas.
Al entrar a dicho módulo, en la ventana principal PRUEBAS (ver figura 6), se
selecciona la opción Pozo, se introduce el nombre del pozo y se presiona la
tecla F8, obteniéndose los parámetros de producción que se miden con mas
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
frecuencia en el campo (BTPD, BBPD, BNPD, GAST, GASL, AyS, API,
RGP, entre otros)
Fig. 6. Ventana Pozo de Centinela 2000.
Fuente: Centinela 2000, Año 2005.
4.2.3.- Wellflo 3.6: Programa de análisis nodal diseñado por la
empresa Endinburg Petroleum Services LTD. (EPS), el cual se utilizó como
asistente al analizar la ejecución de pozos de producción simular los pozos:
un productor natural, un inyector, un gas-lift y pozos que se han levantado
con BES. El programa toma en cuenta pozos verticales, desviados, y
76
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
horizontales; y considera la completación de pozos tal como: hoyo abierto,
hoyo desnudo, pozos empacados con grava y sin empaque (ver figura 7).
A través del programa Wellflo se realizó en la sensibilidad con las diferentes
variables de completación permitiendo el modelaje del pozo desde el
subsuelo hasta la superficie, para determinar cuando se encuentra en las
condiciones más óptimas.
Para seleccionar la óptima completación de los pozos es necesario realizar el
análisis nodal. Dicho simulador permite realizar el modelaje del pozo desde el
subsuelo hasta la superficie.
Fig. 7. Ventana principal de Wellflo 3.6.
Fuente: WellFlo 3.6, Año 2005.
77
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
4.2.4.- Microsoft Excel: Paquete de los programas de Microsoft
Office, utilizada como hojas de cálculo medio para la obtención de resultados
de manera rápida y segura.
4.2.5.- Normas Técnicas PDVSA: Contenitiva en los manuales,
donde se encuentran las especificaciones o lineamientos necesarios para el
diseño de equipos, procedimientos, ingeniería de riesgos, inspección y Ley
Penal del Ambiente, entre otros.
4.2.6.- VADEMECUM: Sistema donde se presenta la información de
las instalaciones de campo, pozos, múltiples de producción, estaciones de
flujo, plantas de inyección de agua, plantas de gas, múltiples de gas y otros,
de los cuales se puede extraer la información concerniente a su descripción,
ubicación geográfica, desempeño entre otros.
4.2.7.- Bibliografía: Tesis de Grado, Informes Técnicos, Manuales de
Simuladores, Libros. Algunas de estas herramientas se explican
detalladamente en el APÉNDICE.
5.- Procedimiento para medir viscosidad (ASTM D – 445).
Este método esta diseñado para determinar la viscosidad en crudo. La
viscosidad es la resistencia de UN fluido a fluido. El rango de medida de
viscosidad es centipoise.
78
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
El viscosimetro seleccionado para la realización de las pruebas es él # M/97
– 164 – B2999. Los pasos a seguir en el procedimiento son los siguientes:
5.1.- Centrifugue la muestra para eliminar el agua libre y los sedimentos.
5.2.- Encienda el equipo presionando el suiche OFF/ON ubicado en la parte
posterior del panel.
5.3.- Llene el baño recirculante con agua destilada a una temperatura menor
de 25°C.
5.4.- Fije la temperatura a 25°C u otra temperatura deseada, presionando la
tecla T1 y utilizando las teclas de flecha para ajustar la temperatura deseada.
5.5.- Luego presione la tecla ENTER para fijar el valor.
5.6.- Una vez alcanzada la temperatura prefijada en el baño recirculante, la
cual fue descrita anteriormente, indica estar listo para leer la viscosidad.
5.7.- Llene el cilindro con la muestra a analizar con aproximadamente 8 ml.
5.8.- Introduzca el cilindro en el porta cilindro empujando de abajo hacia
arriba, asegurando la ranura que posee coincida con la muesca del porta
cilindro, luego gire suavemente en sentido contrario a las agujas del reloj y
suelte nuevamente para verificar que quede asegurado.
5.9.- Coloque el sensor de la temperatura al cilindro.
5.10.- Presione la tecla MOTOR ON/OFF/ESCAPE para arrancar.
79
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
6.- Procedimiento para la determinación de agua y sedimento en crudo
(ASTM D – 96).
Este método esta diseñado para determinar el contenido de agua y
sedimento (B.S.&W) en petróleo crudo mediante la centrífuga. El mismo se
basa en el método ASTM D4007/81 e IP 359/82.Para determinar la cantidad
de agua y sedimento en crudo se siguieron los pasos siguientes:
6.1.- Agite vigorosamente el recipiente de la muestra.
6.2.- En dos tubos cónicos de 100ml para centrífuga con tapón de goma,
llene cada tubo cónico hasta la marca de 50ml con xileno.
6.3.- Posteriormente coloque 50ml de crudo a cada tubo y rotular.
6.4.- Adicione 4 gotas de F-46 (demulsificante) a un tubo.
6.5.- Coloque el tapón en cada tubo e invierta los tubos para asegurar que
los contenidos sean bien mezclados.
6.6.- Destape los tubos y colóquelos en el porta tubos.
6.7.- Pese cada tubo con porta tubos, compare los pesos y de no ser iguales
complételos agregando agua en los porta tubos para lograr un balance
correcto en la centrífuga.
6.8.- Colóquelos en el receptáculo de la centrífuga en posiciones opuestas.
6.9.- Centrifugue por 10 minutos a 2000rpm.
6.10.- Remueva cada tubo y tome lectura en posición vertical.
6.11.- Registre los volúmenes finales de agua y sedimento de cada tubo y
reporte la suma de las dos lecturas.
80
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
7.- Procedimiento para la medición de grados API (ASTM D287).
Este método esta diseñado para determinar la gravedad API en el crudo,
esta basado en el principio donde la densidad de un liquido varía
directamente con la profundidad de inmersión de un cuerpo en donde el flote.
El cuerpo flotante, el cual se ha graduado en unidades de gravedad API en
este método, se llama un hidrómetro API. El mismo se basa en el método
ASTM D287. Para medir los grados API se procedió como sigue:
7.1.- Agite vigorosamente la muestra.
7.2.- Transfiera cuidadosamente la muestra a UN cilindro limpio, sin salpicar
para evitar la formación de burbujas de aire y reducir al mínimo la
evaporación de los constituyentes de bajo punto de ebullición en las
muestras más volátiles. Se elimina cualquier burbuja de aire formada, cuando
emerjan a la superficie de la muestra, tocándolas con un pedazo de papel de
filtro limpio antes de introducir el hidrómetro.
7.3.- Coloque el cilindro con la muestra en posición vertical en un lugar libre
de corrientes de aire. Se toman las precauciones necesarias para evitar un
cambio apreciable en la temperatura de la muestra durante el tiempo
requerido para finalizar el ensayo. Durante este periodo la temperatura del
medio ambiente no deberá cambiar en más de 2.8°C (5°F).
7.4.- Introduzca suavemente el hidrómetro en la muestra y espere su
estabilización, luego presione unas dos divisiones de la escala dentro del
liquido y luego se suelta, mantenga el resto del vástago seco, porque
81
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
cualquier liquido innecesario sobre el vástago cambia el peso efectivo del
instrumento y por ende afecta la lectura obtenida. En caso de soltarlo
ayudara a estabilizarlo. Flotando libremente separado de las paredes del
cilindro de ensayo. Deje reposar suficiente tiempo el hidrómetro hasta quedar
completamente estacionario y así esperar a las burbujas de aire subir a la
superficie.
7.5.- Cuando el hidrómetro se haya estabilizado y flote libremente y la
temperatura es constante en 0.1°C (0.2 °F), lea el hidrómetro a la división
mas cercana a la escala. La lectura correcta es el punto donde la escala del
hidrómetro intercepta con la superficie del liquido.
7.6.- Corrija la lectura utilizando la tabla de corrección de la gravedad API
60°F/60°F.
7.7.- En el caso donde la lectura no es un numero entero interpole para
obtener los resultados mas exactos
8.- Prueba de botellas.
La prueba de botella consistió en la evaluación del comportamiento del
producto químico demulsificantes en el crudo, se determinó la concentración
de química más adecuada a las características del crudo y de la emulsión
presente. Se seleccionó para esta prueba los pozos, la cual tenían un
porcentaje de emulsión (W/O) mayor o igual al 30% y la emulsión presente
fuese extremadamente fuerte.
82
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
En el desarrollo de la prueba se siguieron los siguientes pasos:
- Se homogeneizó la muestra de crudo y se coloca en botellas
marcadas hasta 100 ml.
- Se enumeraron las botellas y se escogieron dosis preestablecidas de
los productos a evaluar de modo de hacer un barrido con las concentraciones
hasta obtener un punto óptimo.
- Las botellas enumeradas y dosificadas con los productos químicos,
se llevaron a un agitador/simulador del comportamiento, el cual opera con
una velocidad de 140 golpes por minuto por un período de tiempo de 1 hora.
- Las botellas se sacaron de la agitadora y se colocaron en baño de
María por un período de 1 hora.
- Se procedió a la interpretación de los resultados y estableció los
posibles tratamientos, dando importancia respectiva a cada parámetro a
evaluar.
9.- Prueba para la determinación del porcentaje de Saturados,
Asfaltenos, Resinas, Aromáticos (SARA) en petróleo crudo (ASTM
D4055-97).
Este método esta diseñado para caracterizar la composición bruta de un
crudo y prepararlo para otros análisis. Este método determina el porcentaje
de componentes de bajo punto de ebullición (> C15) en la muestra de crudo y
el porcentaje relativo de C15+ de hidrocarburos saturados, Hidrocarburos
Aromáticos, resinas y asfaltenos. Las fracciones saturadas y aromáticas 83
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
pueden ser analizadas con más detalles con otras técnicas como
Cromatografía de gas.
El método es dividido en tres partes: Deshacerse de los compuestos de bajo
punto de ebullición, Deshacerse de los asfaltenos y Cromatografía liquida
(LC) separación de petróleo.
9.1.- Procedimiento para la determinación del % de asfaltenos.
(Deshacerse de los compuestos de bajo punto de ebullición)
1. Anote en la hoja de reporte de resultados, el nombre de la muestra, fecha
y hora.
2. Pese un vial de 22,2ml de capacidad y anote su peso en la hoja de
reporte en Peso del vial.
3. Agregue 0,05gr de crudo en el vial de la siguiente manera.
4. Pese un vial.
5. Agregue gota a gota el crudo con una pipeta pasteur (la muestra de crudo
debe estar libre de agua, emulsión y arena, realice separación en la
centrífuga.
6. Luego de ser pesado el vial con el crudo, anote su peso en peso del vial +
crudo.
7. Coloque la etiqueta de identificación.
8. Guarde el vial dentro de la incubadora a 55 °C x 24 horas.
84
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
9. Luego de las 24 horas, pese nuevamente el vial sin la etiqueta de
identificación y anote su peso en (Peso del vial depuse de 24 horas de
incubación).
9.1.1.- Precipitación de los Asfaltenos
1. Al vial contenedor del crudo se le añaden aproximadamente 20ml de
Pentano, cierre el vial y agite para asegurar un mezclado completo,
dejar reposar por 24 horas en la oscuridad (Puede quedarse mas
tiempo). En el caso de que algunos compuestos del crudo medio
cerosos sean difíciles de romperse y mezclarse con el pentano,
caliente el envase por un momento en el baño de agua para así
romper con esos compuestos.
2. Pese un beaker de 100ml y anote su peso.
3. Coloque el filtro de fibra de vidrio encima del beaker anote su peso en
4. (Peso del filtro tarado)
5. Monte el equipo de filtración usando un kitasato de 50ml, el embudo y
colocar el filtro encima del embudo.
6. Filtre la solución de pentano para evitar el taponamiento del filtro y
siga filtrando la muestra.
7. Levante con la pipeta el filtro del embudo, doble y coloque dentro del
vial (Determinación de asfaltenos).
8. Enjuague con una cantidad desconocida de pentano el vial, la tapa,
embudo, filtro, pipetas pasteur y los guantes.
9. Lave nuevamente la pipeta donde se tomó la muestra. 85
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
10. Transfiera el filtrado a un beaker de 100ml
11. Coloque el vial con el filtro y el beaker con la muestra en la incubadora
a 55°C por 6 horas y media, o 220°C por 1 hora y media.
12. Verifique que este seca totalmente el vial, pese el vial y anote sus
resultados en (peso del vial después del secado). El beaker, debe
poseer cierta cantidad de crudo, pese y anote sus resultados en (Peso
del beaker después del secado).
13. Coloque al soporte Universal con sus ganchos dentro de la campana
de extracción de gases, asegure la llave de la columna, la cual debe
estar cerrada.
14. Pese 2 viales y un beaker y anote los resultados en peso del vial Nº 1
Y Nº 2 y del beaker.
9.1.2.- Separación del Crudo por Cromatografía.
1. Coloque el soporte universal con sus ganchos dentro de la campana
de extracción de gases, sujete la columna de cromatografía, la cual
debe estar cerrada.
2. Inserte un pequeño colchón de fibra de vidrio mojado con hexano, el
cual debe ser insertado dentro de la columna y empujado hasta el
fondo de la columna con un agitador de vidrio.
3. Coloque en la salida de la columna un balón aforado de 100ml para
recoger el filtrado.
4. En un beaker coloque sílica gel y adiciónele hexano, revolver hasta
donde la mezcla se pueda tomar con la pipeta pasteur. . 86
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
5. Llene la columna con aproximadamente 13cm de la mezcla, este
llenado debe realizarse lentamente y dando golpes a la columna,
luego debe agregársele hexano para compactar toda la columna.
6. En otro beaker coloque alumina y adiciónele hexano, revolver hasta
donde la mezcla se pueda tomar con la pipeta pasteur.
7. Llene la columna con 7cm de la mezcla, este llenado debe realizarse
lentamente y dando golpes a la columna, luego debe agregársele
hexano para compactar toda la columna.
8. Luego del llenado de la columna, adicione hexano hasta mojar la
columna completamente.
9. Tome 0,5 gr de crudo con una pipeta y adicione a la columna, esto
debe realizarse de la siguiente manera: El beaker contenedor de la
muestra el cual se secó durante 6 horas se coloca en la balanza con
una pipeta Pasteur a la que se le quita la punta. Anotar su peso en
peso del beaker después del secado + crudo + pipeta (antes), tome de
3 a 5 gotas con la pipeta y adicione a la columna y vuelva a pesar y
anotar su peso en peso del beaker + crudo + pipeta (después).
10. Adicione 65ml de hexano lentamente en la columna con una pipeta
pasteur y recoja en balón de destilación.
11. Abra la llave de la columna, para recoger la fracción de hidrocarburos
saturados.
12. Cierre la llave de la columna al terminar de agregar el hexano. Guarde
para 87
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
Rotoevaporar.
13. Coloque un nuevo balón de destilación y adicione lentamente 50ml de
Metano lentamente con una pipeta Pasteur en la columna.
14. Abra la llave de la columna, para recoger la fracción de hidrocarburos
aromáticos.
15. Cierre la llave de la columna al terminar de agregar el Tolueno.
Guarde para
Rotoevaporar
16. Coloque un beaker de 100ml en la salida de la columna. Adicione
25ml de
Metanol lentamente en la columna con una pipeta Pasteur.
17. Abra la llave de la columna, para recoger la fracción de resinas.
18. Cierre la llave de la columna al terminar de agregar el Metanol.
Guarde para
Retoevaporar.
9.1.3.- Para Rotoevaporar
Saturados:
a. Coloque en el Rotoevaporador el balón de destilación donde se
recogieron los saturados.
b. Coloque en el control de temperatura 65°C y en él control de
las revoluciones 90rpm. Sumerja en el baño de maría.
c. Rotoevapore hasta quedar en el balón de destilación 8 - 10ml. 88
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
d. Agregue la cantidad de muestra que quedo en un vial rotulado y
pesado anteriormente.
e. Deje secar en la campana de extracción de gases a
temperatura ambiente o coloque en un manta de calentamiento.
f. Verifique que este el vial seco completamente, pese y anote su
peso en peso del vial Nº 1 después del secado con los
saturados.
Aromáticos.
a. Adicione 20ml de Metanol al balón de destilación donde se
recogieron los aromáticos
b. Coloque en el Rotoevaporador el balón de destilación dónde se
recogieron los aromáticos
c. Coloque en el control de temperatura 65°C y en el control de
las revoluciones 90rpm. Sumerja en el baño de maría
d. Rotoevapore hasta que en el balón de destilación queden 8 -
10ml
e. Agregue la cantidad de muestra que quedo en un vial rotulado y
pesado Anteriormente.
f. Deje secar en la campana de extracción de gases a
temperatura ambiente o coloque en un manta de calentamiento.
g. Verifique que este el vial seco completamente, pese y anote su
peso en peso del vial Nº 2 después del secado con los
aromáticos. 89
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
Resinas
a. En el beaker donde se recogieron las resinas. Deje secar en la
campana de extracción de gases a temperatura ambiente o
coloque en un manta de calentamiento.
b. Verifique que este el beaker este seco completamente, pese y
anote su peso en peso del beaker después del secado con las
resinas.
c. Luego de ejecutar el análisis registre los resultados.
10.- Prueba de campo.
La prueba de campo o conocida también como prueba piloto se realiza una
vez comenzada la inyección utilizando la siguiente metodología:
• Antes de comenzar la inyección se colocan unos registradores o
medidores al nivel de pozo para medir las presiones tanto del revestidor
(casing) como la de la tubería de producción (tubing) y al nivel de múltiple
de gas para medir el caudal de inyección de gas.
• La toma de muestras se comenzó el día viernes 22 de julio para llevar el
seguimiento del comportamiento del crudo antes de la inyección de química.
• La inyección de la química da inicio el día miércoles 27 de Julio.
• La química inyectada es de 1000ppm (13gal/día) esta es graduada a
través de la bomba debido a la falta de contadores de alta presión y se mide
por el nivel del tanque graduado. Para el día viernes 5 de Agosto la química
90
CAPÍTULO III: MARCO METODOLÓGICO
inyectada es bajada a 800ppm (10gal/día) y una semana después (viernes
12 de Agosto) esta se baja a una dosificación de 500ppm (7gal/día).
• Se realizan los análisis todos los días sin dejar pasar por alto sábados y
domingos así como el chequeo diario de la dosis de la química
demulsificante.
• La muestra que es tomada en porciones de dos galones (2Gal) es
llevada a los diferentes laboratorios para la realización de los respectivos
análisis.
91
Capítulo IV Análisis y Discusión de
Resultados.
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
CAPÍTULO IV
ANÁLISIS Y DISCUSIÓN DE RESULTADOS
1.- Descripción de los pozos seleccionados para el estudio.
• Pozo UD 205
El pozo fue perforado el 31 de Enero de 1983 es de tipo vertical
productor de crudo con una producción de BBPD de 225 y de BNPD de 170
teniendo un 24% de Agua y Sedimentos (AyS) y una gravedad API de 12.1,
su método de producción es por levantamiento artificial por gas (gas lift) con
presiones de aproximadamente de 1600 LPPC. Este se encuentra ubicado
en el Bloque III del yacimiento URD 01 en el área URD-OESTE-PESADO de
la Unidad de Explotación La Salina. Se encuentra asociado al múltiple de gas
UD 09 y a la estación de flujo UD 3.
• Pozo UD 433
El pozo fue perforado el 31 de Enero de 1994 es de tipo vertical
productor de crudo con una producción de BBPD de 336 y de BNPD de 213
teniendo un 36% de AyS y una gravedad API de 11.3, su método de
producción es por levantamiento artificial por gas (gas lift) con presiones
Aproximada de 1600 LPPC. Este se encuentra ubicado en el Bloque IV del
yacimiento URD 01 en el área URD-OESTE-PESADO de la Unidad de
93
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
Explotación La Salina. Se encuentra asociado al múltiple de gas UD 09 y a la
estación de flujo UD 3.
2.- Realizar análisis de Viscosidad, % AyS, % de emulsión, BBPD,
BNPD, °API y presión de superficie.
2.1.- Resultado de los análisis para la evaluación de los pozos UD-205 y
UD-433.
El 20 de Junio fue tomada la muestra para el pozo UD-205 y para el pozo
UD-433 el 21 de Junio del presente año, estas fueron llevadas al laboratorio
de INPELUZ donde se realizaron análisis de porcentaje de emulsión,
porcentaje de AyS, BSW, viscosidad a dos temperaturas (menor de 80°F y
mayor de 110°F) y porcentaje de saturados, afaltenos, resinas y aromáticos
conocido como análisis S.A.R.A.
Los resultados obtenidos de todos estos análisis se muestran en las
siguientes tablas y gráficos:
TABLA 1. Porcentaje de agua, emulsión y BSW de los crudos originales.
IDENTIFICACIÓN DE LA MUESTRA AGUA LIBRE
(%)
EMULSIÓN
(%) BSW (%)
TIPO DE
EMULSIÓN
UD - 205 30 10 40 D
UD - 433 1 31 32 M
94
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
En la Tabla 1, se tienen los porcentaje de agua libre, emulsión, BSW (agua
total) y tipo de emulsión de los pozos pertenecientes al múltiple de gas UD-9,
el UD-205 y UD-433, y podemos observar el mayor problema de emulsión al
pozo UD-433 con un 31% de tipo moderada y un porcentaje de agua libre de
1%, mientras el UD-205 presenta agua libre 30% y una emulsión de 10% de
tipo débil.
GRÁFICA 1. Porcentaje de agua, emulsión y BSW de los crudos originales.
30
10
40
1
31 32
05
1015202530354045
AGUA LIBRE (%) EMULSIÓN (%) BSW (%)
Porc
enta
je
UD-205 UD-433
Fuente: Parra Méndez, D. Año 2005.
En la Gráfica 1 se observan los porcentajes de agua libre, emulsión y BSW
de los pozos UD-205 y UD-433 y fácilmente podemos notar como el pozo
UD-433 es el que presenta un mayor porcentaje de emulsión y es el más
apto para el estudio.
95
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
TABLA 2. Viscosidades dinámicas a dos temperaturas a los crudos
originales.
IDENTIFICACIÓN DE LA MUESTRA VISCOSIDAD < 80ºF (cps) VISCOSIDAD > 110ºF (cps)
UD - 205 88 8
UD - 433 167 12
En la Tabla 2, se observa el comportamiento de la viscosidad de los pozos
UD-205 y UD-433, y vemos notablemente la diferencia de viscosidad entre
los pozos a temperaturas menores de 80°F, pero a mayores de 110°F la
diferencia no es mucha.
GRÁFICA 2. Viscosidades a dos temperaturas de los crudos originales.
88
167
8 12
020406080
100120140160180
UD - 205 UD - 433
POZOS
cps
VISCOSIDAD < 80 ºF (cps) VISCOSIDAD > 110 ºF (cps)
Fuente: Parra Méndez, D. Año 2005.
96
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
En la Gráfica 2 se observa la viscosidad dinámicas a temperaturas menores
de 80°F y mayores de 110°F de los pozos UD-205 y UD-433.
TABLA 3. Saturados, Asfaltenos, Resinas y Aromáticos a crudos originales.
IDENTIFICACIÓN DE
LA MUESTRA ASFALTENOS (%) SATURADOS (%)
AROMATICOS
(%)
RESINAS
(%)
UD - 205 4,19 47,82 35,6 12,39
UD - 433 10 28,36 15,27 46,37
En la Tabla 3, se observa una caracterización más detallada de los crudos y
podemos ver la diferencia existente entre ellos, a pesar de ser crudos
pertenecientes a la misma segregación.
GRÁFICA 3. S.A.R.A. a crudos originales (Saturados, Asfáltenos, Resinas y
Aromáticos).
4,1910
47,82
28,3635,6
15,2712,39
46,37
0102030405060
UD - 205 UD - 433
POZOS
POR
CEN
TAJE
ASFALTENOS (%) SATURADOS (%) AROMATICOS (%) RESINAS (%)
Fuente: Parra Méndez, D. Año 2005.
97
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
En la Gráfica 3 se observan los asfaltenos, saturados, aromáticos y resinas
de los pozos UD-205 y UD-433 la cual nos sirve para ver de una manera mas
detallada la caracterización de los crudos.
Del análisis hecho a las gráficas 1 y 2, se afirma la relación que existe entre
la emulsión y la viscosidad, la cual notamos como mientras más alto sea el
porcentaje de emulsión mayor es la viscosidad y esto nos da como
consecuencia presiones altas por lo tanto determinamos, el pozo mas apto
para el estudio es el UD-433.
3.- Determinar la dosis óptima del demulsificante.
3.1.- Resultados de los análisis hechos al pozo UD-205 con productos
demulsificantes.
Esta evaluación se realizó preparando muestras del crudo original
dosificadas con diferentes concentraciones de los productos demulsificantes
de diferentes empresas como es el producto RE7647PAO de la empresa
SISMACA y el producto SIM-3401 de la empresa SIMSA de Venezuela, estas
dosificaciones fueron de 500ppm, 1000ppm y 2000ppm, y es preparada
mediante la prueba de botella la cual simula el comportamiento del crudo
dentro del pozo.
En las siguientes tablas y gráficas se muestra el comportamiento del pozo
con la adición de los productos demulsificantes a distintas concentraciones.
98
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
TABLA 4. Porcentaje de agua, emulsión y BSW del pozo UD-205 con la
adición del demulsificante de la empresa SISMACA.
IDENTIFICACIÓN DE LA MUESTRA AGUA LIBRE
(%)
EMULSIÓN
(%) BSW (%)
TIPO DE
EMULSIÓN
UD - 205 + 500ppm 30 14 44 D
UD - 205 + 1000ppm 32 12 44 D
UD - 205 + 2000ppm 36 10 46 D
En la Tabla 4, se tienen los porcentajes de agua libre, emulsión, BSW (agua
total) y tipo de emulsión a distintas dosis de RE7647PAO en el pozo UD-205.
El porcentaje de agua libre del crudo original es de 30% y el porcentaje de
emulsión es de 10% (débil). Cuando se agregan 500ppm de RE7647PAO el
porcentaje de agua libre no cambia pero este aumenta la emulsión a 14%
volviéndola una emulsión de tipo moderada, al agregar 1000ppm, aumenta el
agua libre a 32% y la emulsión la aumenta a 12%, y al agregar 2000ppm este
aumenta el corte de agua y se iguala el porcentaje de emulsión con el crudo
original. Estos dos últimos casos la emulsión es de tipo débil. En estos casos
se espera romper pero la emulsión se la incremento, a pesar de las altas
dosis de demulsificante.
99
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
GRÁFICA 4. Porcentajes de agua, emulsión y BSW del pozo UD-205 a
distintas dosificaciones del producto RE7647PAO de la empresa SISMACA.
30 3236
14 12 10
44 44 46
0
10
20
30
40
50
AGUA LIBRE (%) EMULSIÓN (%) BSW (%)
100
Fuente: Parra Méndez, D. Año 2005.
En la Gráfica 4 se observan los porcentajes de agua libre, emulsión y BSW
del pozo UD-205 con diferentes concentraciones del producto brindado por la
empresa SISMACA para evaluar su comportamiento en el crudo y al utilizar
una concentración de 500ppm dio un aumento en la emulsión en un 4%, esto
con respecto al porcentaje obtenido del crudo original, el cual es de 10%,
apreciándose la emulsión fue cuando utilizó una concentración de 2000ppm.
1 2
ppm
Porc
enta
je
500 1000 32000
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
TABLA 5. Resultados de los análisis de viscosidades a dos temperaturas del
pozo UD-205 a distintas dosificaciones del producto RE7647PAO de la
empresa SISMACA.
IDENTIFICACIÓN DE LA MUESTRA VISCOSIDAD < 80ºF (cps) VISCOSIDAD > 110ºF (cps)
UD - 205 + 500 ppm 80,4 9,06
UD - 205 + 1000 ppm 85,86 13,06
UD - 205 + 2000 ppm 79,06 9,2
En la Tabla 5, se tiene el comportamiento de la viscosidad del pozo UD-205
con distintas dosis del producto RE7647PAO, y a pesar de las altas dosis, el
cambio de la viscosidad con respecto al del crudo original es muy baja, es
decir, no es significativa; esto se debe al aumento de la emulsión.
GRÁFICA 5. Viscosidades a dos temperaturas del pozo UD-205 a distintas
dosificaciones del producto RE7647PAO de la empresa SISMACA.
80,4 85,86 79,06
9,06 13,06 9,2
0
20
40
60
80
100
VISCOSIDAD < 80 ºF (cps) VISCOSIDAD > 110 ºF (cps)
101
1 2 3
ppm
cps
1000 2000 500
Fuente: Parra Méndez, D. Año 2005.
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
En la Gráfica 5, se observan las viscosidades a temperaturas menores de
80°F y mayores de 110°F y se nota como no hay mayor cambio de
viscosidad con respecto a la del crudo original debido al aumento de
emulsión presentado.
TABLA 6. Porcentaje de agua, emulsión y BSW del pozo UD-205 con la
adición del demulsificante de la empresa SIMSA.
IDENTIFICACIÓN DE LA MUESTRA AGUA LIBRE
(%)
EMULSIÓN
(%) BSW (%)
TIPO DE
EMULSIÓN
UD - 205 + 500ppm 38 6 44 D
UD - 205 + 1000ppm 37 4 41 D
UD - 205 + 2000ppm 36 8 44 D
En la Tabla 6, se tienen los porcentajes de agua libre, emulsión, BSW (agua
total) y tipo de emulsión a distintas dosis de SIM-3401 en el pozo UD-205. El
porcentaje de agua libre del crudo original es de 30% y el porcentaje de
emulsión es de 10% (débil). Cuando se agregan 500ppm de SIM-3401 el
porcentaje de agua libre aumenta a 38% y reduce la emulsión a 6%, al
agregar 1000ppm aumenta el agua libre a 37% y la emulsión la reduce a 4%
y al agregar 2000ppm me aumenta el agua libre a 36% y la emulsión la
reduce a 8%, en todos los casos la emulsión es débil; los cambios habidos
102
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
no son significativos, a pesar de las altas dosis aplicadas del producto, pero
al exceder el producto este podría aumentar la emulsión.
GRÁFICA 6. Porcentajes de agua, emulsión y BSW del pozo UD-205 a
distintas dosificaciones del producto SIM-3401 de la empresa SIMSA de
Venezuela.
38 37 36
6 48
4441
44
0
10
20
30
40
50
AGUA LIBRE (%) EMULSIÓN (%) BSW (%)
1 2
ppm
Porc
enta
jes
3 500 1000 2000
Fuente: Parra Méndez, D. Año 2005.
En la Gráfica 6 se observan los porcentajes de agua libre, emulsión y BSW
del pozo UD-205 con diferentes concentraciones del producto probado por la
empresa SIMSA de Venezuela para evaluar su comportamiento en el crudo y
se nota como a una concentración de 500ppm el porcentaje de emulsión bajo
hasta casi romper la emulsión aumentando a su vez el porcentaje de agua
libre, a 1000ppm está mas cerca de ese objetivo pero a 2000ppm este
103
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
aumenta, lo cual nos dice que no debe exceder la concentración del producto
a la hora de la inyección.
TABLA 7. Resultados de los análisis de viscosidades a dos temperaturas del
pozo UD-205 a distintas dosificaciones del producto SIM-3401 de la empresa
SIMSA de Venezuela.
IDENTIFICACIÓN DE LA MUESTRA VISCOSIDAD < 80ºF
(cps)
VISCOSIDAD > 110ºF
(cps)
UD - 205 + 500ppm 79.2 11.6
UD - 205 + 1000ppm 71.33 10.26
UD - 205 + 2000ppm 106.66 8.45
En la Tabla 7, se tiene el comportamiento de la viscosidad del pozo UD-205
con distintas dosis del producto SIM-3401, y a pesar de las altas dosis y
reducción de la viscosidad el cambio de la viscosidad con respecto al del
crudo original es muy bajo lo cual no es significativo; esto se debe a la baja
reducción de la emulsión.
104
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
GRÁFICA 7. Viscosidades a dos temperaturas del pozo UD-205 a distintas
dosificaciones del producto SIM-3401 de la empresa SIMSA de Venezuela.
79.271.33
106.66
11.6 10.26 8.45
0
2040
60
80100
120
VISCOSIDAD < 80 ºF (cps ) VISCOSIDAD > 110 ºF (cps )
105
Fuente: Parra Méndez, D. Año 2005.
En la Gráfica 7, se observan las viscosidades a temperaturas menores de
80°F y el cambio en la viscosidad es muy bajo pero a temperaturas mayores
de 110°F la viscosidad es cercana a cero pero no hay mayor cambio con
respecto a la del crudo original.
Del análisis hecho a las gráficas 1, 2, 4, 5, 6 y 7, podemos afirmar que el
producto con mejores resultados arrojados para este pozo es el SIM-3401 de
la empresa SIMSA de Venezuela disminuyendo en proporciones no
significativas la emulsión y la viscosidad, en cambio el producto RE7647PAO
de la empresa SISMACA las aumento, lo cual es el caso contrario a lo
buscado en este proyecto.
1 2
ppm
cps
32000 500 1000
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
3.2.- Resultados de los análisis hechos al pozo UD-433 con productos
demulsificantes.
Esta evaluación se realizó preparando muestras del crudo original
dosificadas con diferentes concentraciones de los productos demulsificantes
de diferentes empresas como es el producto RE7647PAO de la empresa
SISMACA y el producto SIM-3401 de la empresa SIMSA de Venezuela, estas
dosificaciones fueron de 500ppm, 1000ppm y 2000ppm, y es preparada
mediante la prueba de botella, la cual simula el comportamiento del crudo
dentro del pozo.
En las siguientes tablas y gráficas se muestra el comportamiento del pozo
con la adición de los productos demulsificantes a distintas concentraciones.
TABLA 8. Resultados de los análisis de porcentaje de agua, emulsión y BSW
del pozo UD-433 con la adición del demulsificante de la empresa SISMACA.
IDENTIFICACIÓN DE LA MUESTRAAGUA LIBRE
(%)
EMULSIÓN
(%) BSW (%)
TIPO DE
EMULSIÓN
UD - 433 + 500ppm 0.5 28 28.5 M
UD - 433 + 1000ppm 0 14 14 M
UD - 433 + 2000ppm 8 10 18 D
En la Tabla 8, se tienen los porcentajes de agua libre, emulsión, BSW (agua
total) y tipo de emulsión a distintas dosis de RE7647PAO en el pozo UD-433.
106
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
El porcentaje de agua libre del crudo original es de 1% y el porcentaje de
emulsión es de 31% (moderada). Cuando se agregan 500ppm de
RE7647PAO el porcentaje de agua libre disminuye a 0.5% y la emulsión a
28%, al agregar 1000ppm el agua libre desaparece y la emulsión baja a 14%,
en estos dos casos la emulsión presente es de tipo moderada, al agregar una
dosis de 2000ppm el agua libre presente es de 8% y la emulsión disminuye a
10% presentándose de tipo débil, los cambios presentes no son
significativos.
GRÁFICA 8. Porcentajes de agua, emulsión y BSW del pozo UD-433 a
distintas dosificaciones del producto RE7647PAO de la empresa SISMACA.
0.5 0
8
28
1410
28.5
1418
0
5
10
15
20
25
30
AGUA LIBRE (%) EMULSIÓN (%) BSW (%)
107
Fuente: Parra Méndez, D. Año 2005.
1 2
ppm
Porc
enta
jes
500 1000 3 2000
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
En la Gráfica 8, se observa los porcentajes de agua libre, emulsión y BSW
del pozo UD-433 con diferentes concentraciones del producto brindado por la
empresa SISMACA y este a 500ppm disminuye muy poco el porcentaje de
emulsión, a 2000ppm todavía no ha roto la emulsión por completo.
TABLA 9. Resultados de los análisis de viscosidades a dos temperaturas del
pozo UD-433 a distintas dosificaciones del producto RE7647PAO de la
empresa SISMACA.
IDENTIFICACIÓN DE LA MUESTRA VISCOSIDAD < 80 ºF (cps) VISCOSIDAD > 110 ºF (cps)
UD - 433 + 500ppm 187,33 12,86
UD - 433 + 1000ppm 179,73 11
UD - 433 + 2000ppm 172,53 12,11
En la Tabla 9, se tiene el comportamiento de la viscosidad del pozo UD-433
con distintas dosis del producto RE7647PAO, y a pesar de la aplicación del
producto se produce un aumento en la viscosidad con respecto al crudo
original, lo cual es lo contrario a lo que tratamos de obtener con estas altas
dosis de demulsificante.
108
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
GRÁFICA 9. Viscosidades a dos temperaturas del pozo UD-433 a distintas
dosificaciones del producto RE7647PAO de la empresa SISMACA.
187,33 179,73 172,53
12,86 11 12,110
50
100
150
200
VISCOSIDAD < 80 ºF (cps) VISCOSIDAD > 110 ºF (cps)
1 2 3
ppm
cps
500 1000 2000
Fuente: Parra Méndez, D. Año 2005.
En la Gráfica 9, se observa a temperaturas menores de 80°F no hay cambios
igual a temperaturas mayores de 110°F con respecto a la viscosidad del
crudo original.
TABLA 10. Resultados de los análisis de porcentaje de agua, emulsión y
BSW del pozo UD-433 con la adición del demulsificante de la empresa
SIMSA de Venezuela.
IDENTIFICACIÓN DE LA MUESTRA AGUA LIBRE
(%)
EMULSIÓN
(%)
BSW (%) TIPO DE
EMULSIÓN
UD - 433 + 500ppm 8 16 24 D
UD - 433 + 1000ppm 4 20 24 D
UD - 433 + 2000ppm 10 6 16 D
109
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
En la Tabla 10, se tienen los porcentaje de agua libre, emulsión, BSW (agua
total) y tipo de emulsión a distintas dosis de SIM-3401 en el pozo UD-433. El
porcentaje de agua libre del crudo original es de 1% y el porcentaje de
emulsión es de 31% (moderada). Cuando se agregan 500ppm de SIM-3401
el porcentaje de agua libre se incrementó a 30% y la emulsión se reduce a
14%, al agregar 1000ppm los cambios son muy parecidos, el agua libre 32%
y la emulsión 12%, al agregar 2000ppm el cambio es igual agua 36% y
emulsión 10%, por lo tanto estos valores representan la disminución de la
emulsión en aproximadamente Un 50% los resultados son bastante
aceptables incluso a 500ppm, todas las emulsiones pasaron de moderado a
ser de tipo débil.
GRÁFICA 10. Porcentajes de agua, emulsión y BSW del pozo UD-433 a
distintas dosificaciones del producto SIM-3401 de la empresa SIMSA de
Venezuela.
84
10
1620
6
24 24
16
05
1015202530
A G U A L IB R E (% )
110
Fuente: Parra Méndez, D. Año 2005.
1 2 3
p p m
Porc
enta
jes
E M U LS IÓ N (% ) B S W (% )
1000 500 2000
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
En la Gráfica 10, se observa los porcentajes de agua libre, emulsión y BSW
del pozo UD-433 con diferentes concentraciones del producto brindado por la
empresa SIMSA de Venezuela y notamos como a 500ppm se da un aumento
en el porcentaje de agua libre y disminuye el porcentaje de emulsión en
aproximadamente un 50% así hasta los 2000ppm.
TABLA 11. Resultados de los análisis de viscosidades a dos temperaturas
del pozo UD-433 a distintas dosificaciones del producto SIM-3401 de la
empresa SIMSA de Venezuela.
IDENTIFICACIÓN DE LA MUESTRA VISCOSIDAD < 80ºF (cps) VISCOSIDAD > 110ºF (cps)
UD - 433 + 500ppm 176 10,25
UD - 433 + 1000ppm 156,53 13,06
UD - 433 + 2000ppm 160 10,35
En la Tabla 11, se tiene el comportamiento de la viscosidad del pozo UD-433
con distintas dosis del producto SIM-3401, y los cambios observados no son
significativos a pesar de la reducción de la emulsión y del incremento en el
corte de agua.
111
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
GRÁFICA 11. Viscosidades a dos temperaturas del pozo UD-433 a distintas
dosificaciones del producto SIM-3401 de la empresa SIMSA de Venezuela.
176156,53 160
10,25 13,06 10,350
50
100
150
200
1 2 3
ppm
cps
VISCOSIDAD < 80 ºF (cps) VISCOSIDAD > 110 ºF (cps)
500 1000 2000
Fuente: Parra Méndez, D. Año 2005.
En la Gráfica 11, se observa que las viscosidades menores a los 80°F no hay
cambio con respecto a la viscosidad del crudo original y a temperaturas
mayores a 110°F la viscosidad es igual, los cambios no son notables.
112
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
Del análisis hecho a las gráficas 1, 2, 8, 9, 10 y 11, podemos afirmar, el mejor
producto para romper la emulsión a este pozo es el SIM-3401 de la empresa
SIMSA de Venezuela disminuyendo en un 50% la emulsión y la viscosidad,
los cambios no son tan notables pero la reduce entre un 5 ó 10%, en cambio
el producto RE7647PAO de la empresa SISMACA bajo la emulsión y la
viscosidad, pero los cambios no son representativos.
4.- Evaluar el comportamiento de las variables de los pozos, tales como
BB, BN y presión de cabezal del pozo.
4.1.- Resultados de las pruebas de campo realizadas al pozo UD-433
seleccionado para el estudio.
En las siguientes tablas y gráficas se muestran los resultados obtenidos
durante la realización de las pruebas de campo (prueba piloto) al pozo UD-
433 seleccionado para la realización de este estudio. Las pruebas realizadas
siguen siendo las mismas hasta ahora exceptuando las pruebas de botellas
la cual estas no es necesaria para este caso debido a la realización del
análisis del crudo extraído directamente del pozo.
113
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
TABLA 12. Porcentaje de agua libre días antes y durante el proceso de
inyección.
FECHA AGUA LIBRE (%) 22/07/2005 2 23/07/2005 2 24/07/2005 2 25/07/2005 2 26/07/2005 2 27/07/2005 2 28/07/2005 3 29/07/2005 4 30/07/2005 5 31/07/2005 6 01/08/2005 7 02/08/2005 8 03/08/2005 9 04/08/2005 10 05/08/2005 11 06/08/2005 13 07/08/2005 18 08/08/2005 22 09/08/2005 22 10/08/2005 22 11/08/2005 18 12/08/2005 16 13/08/2005 17 14/08/2005 21 15/08/2005 26 16/08/2005 27 17/08/2005 26 18/08/2005 27 19/08/2005 27 20/08/2005 26,5 21/08/2005 26,5 22/08/2005 26,5 23/08/2005 26,5
114
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
En la Tabla 12, se observa los porcentajes de agua libre antes y durante la
inyección y vemos como el agua asciende gradualmente pero llega un
momento donde esta disminuye un poco para luego aumentar nuevamente
hasta un punto donde se hace constante hasta el fin de la inyección.
GRÁFICA 12 y 13. Porcentaje de agua libre días antes y durante el proceso
de inyección.
2 2 2 2 2 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1113
18
22 22 22
1816 17
21
26 27 26 27 27 26,5 26,5 26,5 26,5
05
1015
202530
22 - Ju l2 3 - Ju l
24 - Ju l2 5 - Ju l
2 6 - Ju l2 7 -Ju l
2 8 -Ju l2 9 - Ju l
3 0 - Ju l3 1 -Ju l
1 -A go2 -A go
3 -Ago4 -Ago
5 -Ago6 -A go
7 -Ago8 -Ago
9 -Ago10 -Ago
11 -A go12 -Ago
13 -Ago14 -A go
15 -A go16 -Ago
17 -Ago18 -A go
19 -A go20 -Ago
21 -Ago22 -A go
23 -A go
Fechas
Por
cent
ajes
AGUA LIBRE
Fuente: Parra Méndez, D. Año 2005.
115
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
05
1015202530
22 - Ju l2 3 -Ju l
2 4 - Ju l2 5 - Ju l
2 6 - Ju l2 7 - Ju l
2 8 - Ju l2 9 - Ju l
3 0 - Ju l3 1 - Ju l
1 -A go2 -A go
3 -A go4 -A g o
5 -A go6 -A go
7 -A go8 -A go
9 -A go10 -A go
1 1 -A go12 -A g o
13 -A g o14 -A go
1 5 -A go16 -A g o
17 -A go18 -A g o
19 -A go2 0 -A go
21 -A go22 -A g o
23 -A go
Fechas
Porc
enta
jes
AGUA LIBRE
Inyeccion a 800ppmInyeccion a 500ppmComienza la
inyeccion a 1000ppm
Fin de la inyeccion
Fuente: Parra Méndez, D. Año 2005.
En la Gráfica 12, se observa como el porcentaje de agua libre va
aumentando hasta llegar un punto donde se estabiliza y este empieza a bajar
para luego volver aumentar hasta volverse constante hasta el final de la
inyección. En la Gráfica 13, se observa la tendencia del agua libre antes y
durante la inyección.
116
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
TABLA 13. Porcentaje de emulsión días antes y durante el proceso de
inyección.
FECHA EMULSIÓN (%) 22/07/2005 32 23/07/2005 32 24/07/2005 32 25/07/2005 32 26/07/2005 32 27/07/2005 32 28/07/2005 31 29/07/2005 30 30/07/2005 29 31/07/2005 28 01/08/2005 27 02/08/2005 25 03/08/2005 24 04/08/2005 23 05/08/2005 19 06/08/2005 17 07/08/2005 11 08/08/2005 6 09/08/2005 4 10/08/2005 2 11/08/2005 10 12/08/2005 14 13/08/2005 12 14/08/2005 7 15/08/2005 1 16/08/2005 0 17/08/2005 0 18/08/2005 0 19/08/2005 0 20/08/2005 0 21/08/2005 0 22/08/2005 0 23/08/2005 0
En la Tabla 13, se observa como la emulsión el día despues de la inyección
empieza a bajar hasta casi desaparecer, pero llegar un momento donde sube
117
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
entonces la inyección es llevada a 500ppm para luego volver a bajar hasta
desaparecer por completo hasta el final de inyección nos dice que la ruptura
de la emulsión se obtubo en un 100%.
GRÁFICA 14 y 15. Porcentaje de emulsión días antes y durante el proceso
de inyección.
32 32 32 32 32 32 31 30 29 28 2725 24 23
1917
11
64
2
10
1412
7
1 0 0 0 0 0 0 0 005
101520253035
22 - Ju l2 3 - Ju l
2 4 - Ju l2 5 - Ju l
2 6 - Ju l2 7 - Ju l
2 8 - Ju l2 9 - Ju l
3 0 - Ju l3 1 -Ju l
1 -A go2 -A go
3 -A go4 -A go
5 -A go6 -A go
7 -A g o8 -A go
9 -A g o10 -A go
11 -A g o12 -A go
13 -A go14 -A go
15 -A go16 -A go
17 -A go18 -A go
19 -A go20 -A go
21 -A go2 2 -A go
23 -A go
Fechas
Por
cent
ajes
EMULSIÓN
Fuente: Parra Méndez, D. Año 2005.
118
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
05
101520253035
22 - Ju l2 3 - Ju l
2 4 - Ju l2 5 - Ju l
2 6 - Ju l2 7 - Ju l
2 8 - Ju l2 9 - Ju l
3 0 - Ju l3 1 - Ju l
1 -A g o2 -A g o
3 -A go4 -A g o
5 -A g o6 -A go
7 -A g o8 -A go
9 -A go1 0 -A go
1 1 -A go12 -A g o
13 -A g o1 4 -A go
1 5 -A go16 -A g o
17 -A g o18 -A g o
19 -A g o2 0 -A go
2 1 -A g o22 -A g o
2 3 -A g o
Fechas
Porc
enta
jes
EMULSIÓN
Fin de la inyeccion
Comienza la inyeccion a 1000ppm Inyeccion a
800ppm
Inyeccion a 500ppm
Fuente: Parra Méndez, D. Año 2005.
En la Gráfica 14, se observa como el porcentaje de emulsión desde el día
siguiente del comienzo de la inyección esta empieza a bajar hasta casi
desaparecer pero empieza a aumentar para luego bajar hasta el punto en
donde no se encuentra presente la emulsión. En la Gráfica15, se observa la
tendencia de la emulsión antes y durante la inyección.
119
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
TABLA 14. Comportamiento de la viscosidad antes y durante la inyección a
temperatura promedio del yacimiento 180°F.
FECHA VISCOSIDAD (cps) 22/07/2005 1150 23/07/2005 1150 24/07/2005 1150 25/07/2005 1150 26/07/2005 1150 27/07/2005 1150 28/07/2005 1138 29/07/2005 1123 30/07/2005 1107 31/07/2005 1084 01/08/2005 1068 02/08/2005 1020,7 03/08/2005 992,6 04/08/2005 970 05/08/2005 890,7 06/08/2005 843,5 07/08/2005 767,1 08/08/2005 718,5 09/08/2005 699 10/08/2005 669 11/08/2005 883 12/08/2005 1004,7 13/08/2005 937,4 14/08/2005 756,8 15/08/2005 651,3 16/08/2005 641,8 17/08/2005 643,7 18/08/2005 633,1 19/08/2005 630,8 20/08/2005 627,2 21/08/2005 625,6 22/08/2005 624,3 23/08/2005 623,9
En la Tabla 14, se observa como la viscosidad disminuye gradualmente
desde el comienzo de la inyección a 1000ppm, la inyección se lleva a
120
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
800ppm y esta sigue disminuyendo hasta un punto donde la viscosidad
aumenta entonces se baja la inyección a 500ppm, debido a la ruptura de la
emulsión la viscosidad disminuye hasta el final de la inyección en un 45,7%
lo cual es un resultado significativo.
GRÁFICAS 16 y 17. Comportamiento de la viscosidad antes y durante la
inyección a temperatura promedio del yacimiento 180°F.
1150 1150 1150 1150 1150 1150 1138 1123 1107 1084 1068 1020,7992,6 970890,7 843,5
767,1 718,5 699 669
8831004,7
937,4
756,8651,3 641,8 643,7 633,1630,8 627,2 625,6624,3 623,9
0200400600800
100012001400
22 - Ju l2 3 - Ju l
2 4 - Ju l2 5 - Ju l
2 6 - Ju l2 7 - Ju l
2 8 - Ju l2 9 - Ju l
3 0 -Ju l3 1 - Ju l
1 -A go2 -A go
3 -A g o4 -A g o
5 -A g o6 -A g o
7 -A g o8 -A g o
9 -A g o1 0 -A go
1 1 -A go12 -A go
13 -A go14 -A g o
15 -A g o16 -A g o
17 -A g o1 8 -A g o
1 9 -A g o2 0 -A g o
2 1 -A go2 2 -A go
2 3 -A go
Fechas
cps
VISCOSIDAD
Fuente: Parra Méndez, D. Año 2005.
121
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
0200400600800
100012001400
22 - Ju l2 3 - Ju l
2 4 - Ju l2 5 - Ju l
2 6 - Ju l2 7 - Ju l
2 8 - Ju l2 9 - Ju l
3 0 - Ju l3 1 - Ju l
1 - A g o2 - A g o
3 -A g o4 -A g o
5 - A g o6 -A g o
7 -A g o8 -A g o
9 -A g o1 0 -A g o
1 1 -A g o1 2 -A g o
1 3 -A g o1 4 -A g o
1 5 - A g o1 6 -A g o
1 7 -A g o1 8 -A g o
1 9 -A g o2 0 -A g o
2 1 -A g o2 2 -A g o
2 3 -A g o
Fechas
cps
VISCOSIDADComienza la inyeccion a 1000ppm
Inyeccion a 800ppm
Inyeccion a 500ppm
Fin de la inyeccion
Fuente: Parra Méndez, D. Año 2005.
En la Gráfica 16, se observa los valores de viscosidad a 180°F (temperatura
de yacimiento aproximadamente) a distintas dosificaciones durante el
proceso de inyección. En la Gráfica 17, se observa la tendencia de la
viscosidad antes y durante el proceso de inyección hasta el final.
122
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
TABLA 15. Comportamiento de los °API antes y durante el proceso de
inyección.
FECHA °API 22/07/2005 10,5 23/07/2005 10,5 24/07/2005 10,5 25/07/2005 10,5 26/07/2005 10,5 27/07/2005 10,5 28/07/2005 10,5 29/07/2005 10,5 30/07/2005 10,5 31/07/2005 10,5 01/08/2005 10,5 02/08/2005 10,5 03/08/2005 10,6 04/08/2005 10,6 05/08/2005 10,7 06/08/2005 10,7 07/08/2005 10,8 08/08/2005 10,8 09/08/2005 10,9 10/08/2005 10,9 11/08/2005 10,7 12/08/2005 10,6 13/08/2005 10,7 14/08/2005 11,2 15/08/2005 11,6 16/08/2005 11,7 17/08/2005 11,8 18/08/2005 12,1 19/08/2005 12,1 20/08/2005 12,2 21/08/2005 12,2 22/08/2005 12,1 23/08/2005 12
123
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
En la Tabla 15, se observa como los °API se incrementaron en un 14,2%
(1,5°) lo cual tratándose de un crudo pesado el resultado es significativo.
GRÁFICAS 18 y 19. Comportamiento de los °API antes y durante el proceso
de inyección.
10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,6 10,6 10,6 10,7 10,7 10,7 10,7 10,8 10,8 10,9 10,910,7 10,6 10,7
11,2
11,6 11,7 11,812,1 12,1 12,2 12,2 12,1 12
9,510
10,511
11,512
12,5
22 - Ju l2 3 - Ju l
2 4 - Ju l2 5 - Ju l
2 6 - Ju l2 7 - Ju l
2 8 - Ju l2 9 - Ju l
3 0 - Ju l3 1 - Ju l
1 -A g o2 -A g o
3 -A g o4 -A g o
5 -A g o6 -A g o
7 -A g o8 -A g o
9 -A g o1 0 -A g o
1 1 -A g o1 2 -A g o
1 3 -A g o1 4 - A g o
1 5 - A g o1 6 - A g o
1 7 -A g o1 8 -A g o
1 9 -A g o2 0 -A g o
2 1 -A g o2 2 -A g o
2 3 -A g o
Fechas
Gra
dos
API
Fuente: Parra Méndez, D. Año 2005.
124
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
9,510
10,511
11,512
12,5
22 - Ju l2 3 - Ju l
2 4 - Ju l2 5 - Ju l
2 6 - Ju l2 7 - Ju l
2 8 - Ju l2 9 - Ju l
3 0 - Ju l3 1 - Ju l
1 -A g o2 -A go
3 -A go4 -A go
5 -A g o6 -A g o
7 - A g o8 - A g o
9 -A g o10 -A go
11 -A go1 2 -A go
1 3 -A g o1 4 -A g o
1 5 - A g o1 6 -A g o
1 7 -A g o18 -A g o
19 -A go2 0 -A go
2 1 -A g o2 2 -A g o
2 3 -A g o
Fechas
Gra
dos
API
Comienza la inyeccion a 1000ppm
Inyeccion a 800ppm
Inyeccion a 500ppm
Fin de la inyeccion
Fuente: Parra Méndez, D. Año 2005.
En la Gráfica 18, se observan los cambios de los grados API durante la
inyección, se nota como baja momentáneamente para luego subir cuando la
inyección es de 500ppm, este aumento se da hasta el final de la inyección.
En la Gráfica 19, se observa la tendencia de los grados API durante todo el
proceso de inyección.
125
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
TABLA 16. S.A.R.A realizado días antes de la inyección y al finalizar la
inyección.
COMPONENTES Antes de la
inyección
Después de
la inyección
SATURADOS (%) 27,9 28,8
AROMÁTICOS (%) 29,9 28,7
RESINAS (%) 28,3 27,6
ASFALTENOS (%) 6 5,9
TOTAL S.A.R.A. (%) 92,1 90,9
OTROS COMPUESTOS (%) 7,9 9,1
TOTAL (%) 100 100
En la Tabla 16, se observan los resultados obtenidos a través de la prueba
S.A.R.A. la cual nos muestra una caracterización mas detallada del crudo y
podemos ver la disminución ocurrida en los distintos componentes tales
como saturados, aromáticos, resinas, asfaltenos y otros.
126
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
GRÁFICA 20. S.A.R.A realizado días antes de la inyección y al finalizar la
inyección.
27,9 29,9 28,3
6
92,1
7,9
28,8 28,7 27,6
5,9
90,9
9,1
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
SATURADOS ARAMATICOS RESNAS ASFALTENOS TOTALS.A.R.A
OTROSCOMPUESTOS
Por
cent
ajes
22/07/2005 23/08/2005
Fuente: Parra Méndez, D. Año 2005.
En la Gráfica 20, se observa la disminución de los principales componentes
del crudo una vez realizada la inyección de la química SIM-3401 de la
empresa SIMSA de Venezuela.
Del análisis hecho a las gráficas 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19 y 20, podemos
afirmar como el proceso de inyección resultó de forma positiva, los grados
API tuvo un incremento de 14,2%, la viscosidad disminuyo en un 45,7% y
127
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
todo se debe a la ruptura de la emulsión dada en un 100%. Al romper por
completo la emulsión las presiones en el revestidor (CHP) y en la tubería de
producción (THP) disminuyeron. En el revestidor, la presión de 1200psi la
bajó a 1125psi y en la tubería de producción de 280psi la bajó de 60 a
120psi. Esta lectura intermitente de presiones en la tubería de producción es
debido a la presencia de agua libre causada por la ruptura de la emulsión,
esta ruptura nos da también como resultado un incremento de 65 a 90
barriles netos de ganancia como se muestra en la siguiente tabla:
TABLA 17. Comportamiento de barriles brutos (BB) y barriles netos (BN)
antes y durante el proceso de inyección.
FECHA BB/Día BN/Día
24/07/2005 296 188
04/08/2005 304 259
09/08/2005 370 315
16/08/2005 380 301
17/08/2005 317 251
En la Tabla 17, se observa el comportamiento de los barriles brutos (BB) y
barriles netos (BN) antes y durante el proceso de inyección y se puede
comparar la prueba realizada el 24/07/2005 con la del 17/08/2005 y notamos
una diferencia de 63BN/Día. Por otro lado, la gráfica 21 se observa la
128
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
tendencia de los barriles brutos (BB) y barriles netos (BN) antes y durante el
proceso de inyección.
GRÁFICA 21. Comportamiento de barriles brutos (BB) y barriles netos (BN)
antes y durante el proceso de inyección.
296 304
370 380
317
188
259
315 301
251
050
100150200250300350400
24/07 /2005
26/07 /2005
28/07 /2005
30/07 /2005
01/08 /2005
03/08 /2005
05/08 /2005
07/08 /2005
09/08 /2005
11/08 /2005
13/08 /2005
15/08 /2005
17/08 /2005
Fechas
Barr
iles
BB BN
Fuente: Parra Méndez, D. Año 2005.
5.- Realizar la simulación en la aplicación Wellflo antes y después de la
inyección del demulsificante y comparación de los resultados arrojados
por la prueba de campo con los de la simulación en Wellflo.
5.1.- Simulación con la aplicación Wellflo.
En la Gráfica 22, se observa la simulación en la aplicación Wellflo antes de la
inyección y notamos como a 280psi indica una producción de casi 300BB,
comparando con los resultados reales antes de la inyección había una 129
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
producción de 296BB, la simulación después de la inyección arroja
resultados de 320BB a presiones de120psi y de casi 400BB a presiones de
60psi. En comparación a los resultados reales no hay mucha diferencia
debido que a presiones intermitentes de 60 a 120psi la producción era
aproximadamente de 304 a 380BB, la cual nos dice desde la realización de
simulación que los resultados obtenidos iban a ser positivo.
GRÁFICA 22. Simulación en la aplicación Wellflo antes y después de la
inyección del desmulsificante.
Fuente: Parra Méndez, D. Año 2005. 130
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
6.- Realizar la evaluación económica al finalizar el proyecto.
6.1.- Evaluación Económica.
La evaluación económica de este estudio se realizo a través del software
SEE PLUS, utilizado por la empresa PDVSA para determinar la rentabilidad
económica de los proyectos. Caso especÍfico el pozo UD-433, se evaluó
como pozo individual tomando en cuenta ciertas constantes dependiendo de
la segregación donde se realiza el trabajo. Es decir, Campo Urdaneta
Pesado, maneja constantes de grados API 12.0, Costo de operación de
8020,82, Disponibilidad 0,77, Inversiones no generadoras de 372,22.
Utilizando otras variables importantes tales como la ganancia diaria de
producción y el costo diario asociado. En la grafica 23 se muestra la página
de inicio del programa, las variables mencionadas anteriormente así como la
proyección a 5 años del potencial desarrollado de Crudo.
GRÁFICA 23. Potencial desarrollado de crudo.
Fuente: Parra Méndez, D. Año 2005. 131
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
Una vez obtenida la proyección del potencial desarrollado de crudo se
pueden ver en la Grafica 24 los indicadores económicos, la cual nos
muestran la situación de la reparación del pozo UD-433 en el presente año.
Estos indicadores revelan la tasa interna de retorno (TIR), es aquélla tasa la
cual está ganando un interés sobre el saldo no recuperado de la inversión en
cualquier momento de la duración del proyecto. Para determinar la decisión
de la inversión, se utilizó el valor presente neto (VPN) del ingreso futuro
proveniente de la inversión (Ver Tabla 18). PDVSA utiliza el valor presente
descontado (VPD) del flujo de rendimientos netos (futuros ingresos del
proyecto) tomando en cuenta una tasa de interés, y se compara contra la
inversión realizada. Se observa como el valor presente descontado es mayor
a la inversión, el valor presente neto es positivo, por lo tanto el proyecto es
factible; si el valor presente descontado fuera menor que la inversión la
empresa lo rechazaría.
132
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
GRÁFICA 24. Indicadores económicos.
Fuente: Parra Méndez, D. Año 2005.
133
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
TABLA 18. Sistemas de Evaluaciones Económicas (SEE)
Fuente: Parra Méndez, D. Año 2005.
En la Gráfica 25 se refleja la resultante de las desviaciones en las variables
de impacto, tales como inversión, producción, precios y gastos que se
indican en la tabla 18.
134
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS Y DISCUCIÓN DE RESULTADOS
GRÁFICA 25. VPN vs. desviaciones de las variables.
Fuente: Parra Méndez, D. Año 2005.
135
Conclusiones
CONCLUSIONES
CONCLUSIONES
• De los dos pozos sometidos a la realización de este estudio, el pozo
UD-433 es el mas afectado por problemas de emulsión presentando
un 31% con respecto al pozo UD-205 con un porcentaje de emulsión
de 10%.
• Se observó como existe estrecha relación entre la emulsión y la
viscosidad, la cual se notó mientras más alto sea el porcentaje de
emulsión mayor es la viscosidad y esto nos da como consecuencia
presiones altas por lo tanto se determinó que el pozo UD-433 era el
mas apto para este estudio.
• Analizando los resultados con el demulsificante RE7647PAO de la
empresa SISMACA, a pesar de usar concentraciones altas como
2000ppm los resultados obtenidos no fueron satisfactorios, no logró
romper la emulsión por completo.
• El demulsificante RE7647PAO, provocó un aumento significativo de
las viscosidades, de 10 a un 20% esto es lo contrario a lo que se
deseaba obtener.
137
CONCLUSIONES
• Cuando se utilizo el demulsificante SIM-3401 de la empresa SIMSA
de Venezuela, los resultados obtenidos a concentraciones bajas
provocó la ruptura de la emulsión en su totalidad y reduciendo la
viscosidad en un 45.7%.
• La utilización del demulsificante SIM-3401 contribuyo a reducir las
presiones en el casing y en el tubing en un 50 a 60%.
• El comportamiento de los barriles netos (BN) durante el proceso de
inyección se incrementó entre 60 y 90 barriles por día brindando de
esta manera beneficios económicos para la industria.
• El múltiple de gas UD-9 es ideal para la realización de este tipo de
proyectos debido a tener el espacio físico requerido para la colocación
de un tanque de química de mayor capacidad y varias bombas
dosificadoras.
• Si el pozo UD-433 hubiese producido un mínimo de 30BND, este
proyecto económicamente hubiese sido factible.
138
Recomendaciones
RECOMENDACIONES
RECOMENDACIONES
• Probar que el sistema utilizado para la inyección continua sea a
chorro y no a través de una boquilla que atomice el producto.
• Realizar la inyección con altas dosificaciones (1000ppm) y
monitorear el comportamiento de las variables semanalmente. De ser
favorables los resultados, reducir la dosificación a 500ppm.
• Presentar Nuevas Propuestas de Inyección Continua bajo la
modalidad aplicada en este pozo, en la segregación de Urdaneta.
• Se recomienda realizar este tipo de Tratamiento a pozos donde
esten presenten alto porcentaje de emulsión (> 10 % Fuerte) y altas
viscosidades.
• Utilizar la Química SIM-3401, de la Empresa SIMSA de Venezuela,
C.A. aplicada para este tratamiento, ya que, los resultados han sido muy
favorables, tanto a nivel de producción como en mejoras de las presiones de
THP y CHP.
140
RECOMENDACIONES
• Probar el producto aplicado para este tratamiento (SIM-3401) a
nivel de superficie (Estaciones de Flujo, Patio de Tanques, etc.), como
también en las líneas de flujo, buscando la manera de recuperar crudo
diferido, luego de realizar las respectivas pruebas de Laboratorio.
• Presentar un cronograma de actividades referentes a las
dosificaciones realizadas, para obtener el punto ideal de inyección, para
optimizar los puntos de inyección acorde con la producción manejada, según
especificaciones de Laboratorio.
• Buscar asesoría con la empresa SIMSA de Venezuela, C.A. para
realizar estudios de nuevas propuestas de tratamientos químicos, ya sea a
nivel de fondo de pozo como a nivel de superficie.
141
Referencia Bibliográfica
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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146
Anexos
ANEXOS
ANEXO 1.- Diagrama de Pozo UD 433
DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN ACTUAL UD 433
Rev. 7'', 26 Lbs/pie, N-80 @ 8324’
Rev. 10-3/4'’, 40.5 Lbs/pie, J-55 @ 1420'
Obt. Hidráulico 7” x 2-7/8” @ 7697'
PT 8350’ Pozo: UD 433 Bloque: III Actualizado según P6 (03-01-94)
Rev.20’’x 94 Lbs/pie
@ 2872’ @ 4973' @ 6283’
Mandril GL MMA
Forro Ranurado, 3-1/2”@ 8124’
7800’ @ 7813’ 7843’ @ 7861’ 7878’ @ 7894’ 7900’ @ 7909’ 7919’ @ 7923’ 7952’ @ 7962’ 7973’ @ 7981’ 8046’ @ 8065’ 8070’ @ 8088’
Int. Abiertos
Tubo Liso 3-1/2” @ 7801'
Niple Pulido 3-1/2” @ 7709’
Niple Otis “S”, 4-1/2” @ 207'
Tub. Producción 4-1/2” 12.75 Lbs/pie, J-55
Niple Otis “X” 2-7/8” @ 7706' Pack Off Over Shot Niple Combinado 3-1/2” @ 7713’
Zapata 8324’
148
ANEXOS
ANEXO 2.- Prueba de Producción del Pozo UD 433, 01
165
ANEXOS
ANEXO 3.- Prueba de Producción del Pozo UD 433, 02
166
ANEXOS
ANEXO 4.- Prueba de Producción del Pozo UD 433, 03
167