objetivo - petrolam - tecnología para la industria … · aplicaciÓn de taratmiento termico...

Clean ● Pipe ● Technology

Consulting ● Services ● Supply

PetroLAM S.A. de C.V.

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OBJETIVO

Máxima Producción… Máximo Factor de Recobro… Menor Tiempo…




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ALTERNATIVAS PARA MEJORAR LA

PRODUCCIÓN




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TRES HERRAMIENTAS BÁSICAS PARA EVALUAR EL

COMPORTAMIENTO DE UN POZO:

1. Diagnosticar las anomalías en relaciones tasa-caída de

presión para las diferentes etapas o nodos:

a) Zona cercana al pozo-fondo de pozo

b) Fondo de pozo-cabezal

c) Cabezal-estación de separación

2. Estudio de resultados de pruebas de pozos para evaluar el potencial y determinar el factor de daño, estableciendo las restricciones en la zona cercana al pozo.

3. Estudio de registros de producción para describir la distribución de flujo dentro del hoyo, y para detectar otras anomalías en la completación.




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DIAGNÓSTICO

• Baja permeabilidad natural

• Baja presión del yacimiento

• Baja presión de fondo fluyente

• Área de drenaje reducida

• Ubicación del pozo en el área de drenaje

de otro

• Espesor pequeño de la arena

(compartamentalización, pinch out)

• Alta viscosidad del crudo

• Daño a la formación

• Depositación de Organicos: Parafinas

• Depositación de Inorganicos: Escamas

• Declinación Mecánica por corrosión




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DIAGNÓSTICO




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ACCIONES

MÉTODOS PREVENTIVOS

• Fracturamiento hidráulico

• Recañoneo

• Inyección continua de

producto químico

• Tratamiento térmico con

Gas

• Revestimiento de interno

de tubulares

MÉTODOS CORRECTIVOS

• Limpieza mecánica

• Forzamiento de solventes

aromáticos

• Tratamiento térmico con

Gas




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PRODUCTIVIDAD = MAS INGRESOS CON MENOS RECURSOS

Costos

Op

Menor costo en uso de energía

Menor costo de mantenimiento

Menor tiempo para completar ciclos de trabajo

Menor costo impacto al medio ambiente

Cap

Menor inversión par cubrir capacidad con instalaciones

Menor inversión al incrementar capacidad existente con diseños mas eficientes

Reemplazo o desincorporación de infraestructura. Justo a Tiempo

Menor caída de presión sistema radio drenaje-hoyo pozo

Tasa de Producción

Ingresos

Menor caída de presión en el sistema pozo-superficie

Mayor confiabilidad y operación integrada del sistema producción pozo superficie

Tecnologías Mejoramiento

Calidad Crudo Esquemas dilución

Control selectivo de producción en subsuelo

PI = Ingresos / Costos Indice de Productividad




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ESTIMULACIÓN POR TRATAMIENTO TERMICO CON GAS

Equipo Portátil Compresión y Tratamiento Térmico (US PAT# 6,644,400)

Radio

Calentado

r

APLICACIÓN De GAS

PRODUCCIÓN DE CRUDO




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INCREMENTO DE PRODUCCIÓN DE CRUDOS

Estimulación con tratamiento térmico

Estimulación

Cps

0

m

Mobilidad

Cps

0 °F

m

T

GAS TRATADO

q

t

Producción Producción CICLO




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RESPUESTA A LOS CICLOS DE ESTIMULACIÓN

(SIMULACIÓN)




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INCREMENTO DE PRODUCCIÓN POR

APLICACIÓN DE TARATMIENTO TERMICO SISTEMA GAS LIFT

Equipo Portátil de Separación Trifásico, Compresión y Tratamiento Térmico de Gas (US PAT# 6,644,400)

Líneas de aplicación de

Gas Línea de Flujo

Válvulas de Gas Lift

Mandril Operativo




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INYECCIÓN TÉRMICA DE GAS

SERVICIO PARA EL INCREMENTO DE

PRODUCCIÓN

Marco Teórico Práctico




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Inyección Térmica de Gas - Servicio para el

Incremento de Producción

• Objetivo de la Prueba: Estimulación de producción aplicando el tratamiento térmico con gas al crudo en el yacimiento para así reducir su viscosidad e incrementar su movilidad mediante la utilización del equipo compresor intercambiador de calor patente # 6,644,400.

• El servicio se lleva a cabo en tres fases: – Fase I: Instalación del equipo Compresor, Intercambiador de

Calor HEC, Patente USA # 6,644,400 en el pozo y aplicación de tratamiento térmico a formación

– Fase II: Desconectar el equipo y aplicar tiempo de contacto

– Fase III: Pozo en Producción




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Incremento de Producción • Equipo Compresor Intercambiador de Calor

Termodinámico HEC Patente USA # 6,644,400

• Fase I: Instalación del equipo y aplicación de

tratamiento térmico a formación:

– Incrementar la temperatura del gas en línea a ±

400oF

– Presión de inyección mayor a la presión de

formación.

– Tiempo de inyección: ± 360 hrs

Radio Calentado

r

Gas ± 400oF




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Incremento de Producción • Equipo Compresor Intercambiador de Calor

Termodinámico HEC Patente USA # 6,644,400

• Fase II: Desconectar el equipo para:

– Dar tiempo de contacto al Gas Inyectado con los

Fluidos en Formación.

– Tiempo total de contacto ± 72 horas.

– Objetivo bajar la viscosidad del crudo (µ) para

aumentar su movilidad.

Cps

0 °F

m

T

Cps

0

m

Movilidad

Radio Calentado

r




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Incremento de Producción • Fase III: Pozo en producción: La mayor parte del

gas inyectado se recupera en esta fase .

– El gas recuperado puede volver a ser utilizado en el

servicio para el incremento de producción.

– El gas inyectado no cambia las características

naturales de los fluidos producidos.

– Todos los fluidos producidos se pueden manejar

de la misma forma en que se los manejaba antes de

la inyección térmica de gas.

– El pozo continuará en producción hasta que el

volumen de producción baje al nivel económico

que dicte el reinicio del tratamiento térmico de gas

con el equipo HEC.




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1. El calentamiento e inyección de gas con el equipo HEC es un

proceso simple y seguro. El equipo viene montado en un tráiler y

no requiere la utilización de equipo pesado para su instalación o

des-instalación. Tiempo de instalación o desinstalación menor a 12

horas.

2. La inyección de gas no forma emulsiones de agua en aceite por lo

que no requiere de productos químicos para romper la emulsión.

3. La inyección de gas no requiere de tratamiento químico al gas

inyectado para proteger por corrosión.

4. El gas inyectado no cambia la mojabilidad de la formación

productora




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Intercambio de Calor Compresión y Bombeo Inteligente

• Nueva tecnología que beneficia a la industria del petróleo al proveer una

solución costo efectiva para:

– Compresión y calentamiento de gas In-Situ

– Equipo sencillo y movible

– Equipo con capacidad para el bombeo de gas

– Equipo con capacidad de bombeo multifacético

– Intercambiador de calor

• Seguro, no existe riesgo alguno en operación

• Transferencia de calor efectiva en el pozo

• No requiere hacer cambios en la configuración del cabezal del pozo para su aplicación

• Estimulación del pozo en pulsos Levantando/Inyectando




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Intercambio de Calor Compresión y Bombeo Inteligente

• Seguridad

– Largo de la embolada del pistón autoajustable

– Permite el bombeo de flujos mixtos de gas/petróleo de forma segura

– Embolada del pistón manualmente ajustable de manera segura

• Automáticamente instalado con sensor de peso

– No tiene partes externas movibles

– Fabricado bajo estándares aplicables a la industria

– Cilindros de compresión construidos bajo los códigos establecidos por ASME

para este tipo de equipos




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Rangos de

permeabilidad y

porosidad

comúnmente

encontrados en los

trabajos de

recuperación térmica

en el mundo

Pozo Samaria 820

Permeabilidad 2000

Porosidad 40%




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Rangos de

profundidad y grado

API encontrados en los

trabajos de


en el mundo

Pozo Samaria 820

Profundidad 4790 oAPI

20




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Rangos de

Temperatura y grado

API encontrados en los

trabajos de


en el mundo

Pozo Samaria 820

Temperatura 133 0F

oAPI 20




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¿Porque recuperación térmica?

Movilidad de Aceite( Mo )

Mo= Kro / µo

Kro = Permeabilidad relativa al aceite

µo = Viscosidad del aceite




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Ejemplo del efecto de la temperatura en la viscosidad del aceite

0 100 200 300 10

100

1000

10000

400

Temperatura, °F

Vis

cosi

dad

, Cp

100000

BOSCAN Aceite pesado (12°API)




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Ramey, desarrollo ecuaciones que permiten calcular la temperatura de un fluido

monofásico caliente en función de profundidad y tiempo. Estas ecuaciones son:

W: tasa de inyección de gas, lbs/día; a: gradiente geotérmico °F/pie; Ta: temperatura

ambiente en la superficie, °F; To: temperatura del gas en superficie, °F; Cp: calor

especifico del gas, Btu/lbs-°F, Z: profundidad del intervalo considerado, pies; f(t):

función transitoria de calor; єp : emisidad térmica de la tubería con gas .

𝑇 𝑍, 𝑡 = 𝑎𝑍 − 𝐴 𝑎 ±1

778𝐶𝑝 + 𝑇𝑜 − 𝑇𝑎 + 𝐴 𝑎 ±

1

778𝐶𝑝 𝑒−𝑍/𝐴

𝐴 =𝑊 ∈𝑝 (𝐾ℎ𝑒 + 𝑟𝑡𝑜𝑈𝑡𝑜 𝑓 𝑡 )

2𝜋𝑟𝑡𝑜𝑈𝑡𝑜𝐾ℎ𝑒




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Información Requerida para Estudio de Aplicación del Servicio

1. Mapa de ubicación del campo y de los vecinos en el área.

2. Registro Tipo del Campo

3. Listado de los horizontes productores del área.

4. Tabla con el listado de los topes y fondo de las formaciones de interés y principales

marcadores.

5. Pruebas de producción iniciales, pruebas de presión, Ascendente, Descendente.

6. Historias de producción de los pozos.

7. Historia de presiones de formación en el campo.

8. Reportes sobre propiedades de los fluidos.

9. Reporte análisis PVT.

10.Sistemas de producción de los pozos.

11.Diagramas de los Pozos y de las facilidades existentes.




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CONTACTOS

Ing. Oscar Hernández

Presidente

[email protected]

Ing. Jaime Maya

Gerente General

[email protected]

Ing. Mario De La Garza

Gerente de Diseño y Operaciones

[email protected]

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