FACTIBILIDAD TÉCNICO-ECONÓMICA DE LA...

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




Presentado por:

Parra Méndez, Darío S. C.I.: 13.023.092

Septiembre, 2005




Msc. Alcántara, Edinson. Ing. Bustamante, Lucila Tutor Académico. Tutor Industrial.

Septiembre, 2005


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……………………………………………………………….

V

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6

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7

7

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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106

113

113

129

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131

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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…………………….



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



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……………………………………...



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…………………………………………………………….......


205 a distintas dosificaciones del producto SIM-3401 de la

empresa SIMSA de Venezuela………………………………………..


distintas dosificaciones del producto SIM-3401 de la empresa

SIMSA de Venezuela…………………………………………………..


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XX


433 a distintas dosificaciones del producto RE7647PAO de la

empresa SISMACA……………………………………………………..


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


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


GRÁFICA 20. S.A.R.A realizado días antes de la inyección y al

finalizar la inyección…………………………………………………….

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XXI


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………………..



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151

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


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


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


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


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


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


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


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.


• 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


• 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


• 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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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.


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


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.


47


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


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


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


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


• 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


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


- 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


• 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


• 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


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


• 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


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


• 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


• 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


• 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


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


• 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


• 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


• 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


• 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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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)


96


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 (%)


97


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


TABLA 4. Porcentaje de agua, emulsión y BSW del pozo UD-205 con la

adición del demulsificante de la empresa SISMACA.


(%)

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


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


100



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


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.


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


101

1 2 3

ppm

cps

1000 2000 500



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.


(%)

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


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


no son significativos, a pesar de las altas dosis aplicadas del producto, pero

al exceder el producto este podría aumentar la emulsión.


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


1 2

ppm

Porc

enta

jes

3 500 1000 2000



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


aumenta, lo cual nos dice que no debe exceder la concentración del producto

a la hora de la inyección.


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


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



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


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


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


total) y tipo de emulsión a distintas dosis de RE7647PAO en el pozo UD-433.

106


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.


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


107


1 2

ppm

Porc

enta

jes

500 1000 3 2000


En la Gráfica 8, se observa los porcentajes de agua libre, emulsión y BSW


empresa SISMACA y este a 500ppm disminuye muy poco el porcentaje de

emulsión, a 2000ppm todavía no ha roto la emulsión por completo.


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


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



dosificaciones del producto RE7647PAO de la empresa SISMACA.

187,33 179,73 172,53

12,86 11 12,110

50

100

150

200


1 2 3

ppm

cps

500 1000 2000


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.


(%)

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


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.


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


1 2 3

p p m

Porc

enta

jes

E M U LS IÓ N (% ) B S W (% )

1000 500 2000


En la Gráfica 10, se observa los porcentajes de agua libre, emulsión y BSW


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.


UD - 433 + 500ppm 176 10,25

UD - 433 + 1000ppm 156,53 13,06

UD - 433 + 2000ppm 160 10,35


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



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


500 1000 2000


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


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


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


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


115


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


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


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


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


118


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


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


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


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


121


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


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


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


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


124


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


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


GRÁFICA 24. Indicadores económicos.


133


TABLA 18. Sistemas de Evaluaciones Económicas (SEE)


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


GRÁFICA 25. VPN vs. desviaciones de las variables.


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

http://www.petrobras.com.brlboletim/boletim4414/avaliacaodaseparacao.pdf

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


166

ANEXOS


167

FACTIBILIDAD TÉCNICO-ECONÓMICA DE LA...

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