Utilización de agua de Inyección como tratamiento de

reducción de presión para petróleos pesados

Rudy Zamora

Victor Bonfils

Ignacio Cuneo

JORNADAS DE PRODUCCIÓN IAPG 2009

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Ubicación Geográfica

Cuencas Sedimentarias

Argentinas

BOLIVIA

URUGUAY

Escala gráfica

0 250 500 750 km

Dominio Minero YPF CGSJ

Bca.

Yankowsky

CGSJM 1

Manantiales

Behr

Escalante

El Trébol C:Central

C.Perdido

Restinga Ali

C.León

M.EspinosaP.Truncado

El Cordón

C.Escondida

Las Heras

C.Guadal

L.del Cuy

Cdón

Vasco

Cdón

Yatel

C.Piedra

C.Guadal Norte

Los Perales

Las Mesetas

Los

Monos

Rio Mayo

Faja Plegada y

Sector Occidental

Flanco Norte

Flanco Sur

sarmiento

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UELH

Planta Deshidratadora

LH3Las Heras Ruta Provincial a Pico Truncado

Ruta

Pro

vin

cia

l a P

am

pa d

el C

astillo

Baterías

Pozos

Planta Deshidratadora

LH3Las Heras Ruta Provincial a Pico Truncado

Ruta

Pro

vin

cia

l a P

am

pa d

el C

astillo

Baterías

Pozos

CGCnE

BB

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Características del petróleo hidratado

Densidad:0,9724 gr/cm3 o 14 °API

Parafinas3 % p/p

Asfaltenos17 % p/p

Punto de escurrimiento16°C

Corte de Agua:12%

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Características del petróleo

Viscosidad en función del gradiente de corteCNE 952

Crudo emulsionadoGráfica comparativa

Gradiente de corte (1/s)

0 10 20 30 40

Vis

co

sid

ad

(cP

)

1,0e+3

1,0e+4

1,0e+5

1,0e+6

1,0e+7

Temperatura 10ºC emulsionado

Temperatura 20ºC emulsionado

Temperatura 30ºC emulsionado

Temperatura 40ºC emulsionado

Temperatura 50ºC emulsionado

Temperatura 60ºC emulsionado

Temperatura 70ºC emulsionado

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Características del petróleo

Gradiente de corte (1/s) Viscosidad (cP)

40ºC

Viscosidad (cP)

50ºC

Viscosidad (cP)

60ºC

Viscosidad (cP)

70ºC

1 7118058 2588037 98827 42006

4,69 54540751 22020124 882221 38005

8,376 45240277 1976040 82084 35865

12,1 39300210 18300.000.01 77665 34482

15,76 3538086 1708037 74306 3340.000.01

19,4 32120132 1604024 71504 32322

23,1 2986051 1518037 69067 3160.000.01

26,8 2770077 1440032 67044 30922

30,5 2584075 1388037 64903 3040.000.01

34,2 2420055 1312058 63327 29922

37,9 2316068 1266040 614214 29462

41,6 2246051 1228037 60229 29162

45,3 21200173 1168037 591413 28762

48,98 2016068 11400.000.01 57945 2840.000.01

52,62 18960103 1104024 567011 27982

56,34 17980120 1070045 55845 2760.000.01

60 18040136 1036024 548211 27424

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Principios y objetivos

• El objetivo del piloto fue disminuir la presión de un oleoducto de4” y 3800 metros de longitud soterrado, a través del aumento enel corte de agua. De esta manera modificar el modelohidrodinámico de flujo respecto del original del crudo hidratado.

• Para mostrar las bases del piloto hemos presentado lasimulación de dos casos en PIPEPHASE utilizando la reologíareal del petróleo de los pozos que alimentan el oleoducto

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Análisis

1 Caso- Caudal constante variando solamente el corte de agua sinpérdida de temperatura en el oleoducto (soterrado).

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0 1000 2000 3000 4000

Longitud (m)

Pre

sió

n (

Kg

/cm

2)

30%

40%

50%

60%

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Análisis

2 Caso- Caudal constante variando solamente el corte de agua conpérdida de temperatura en el oleoducto (aéreo).

0

5

10

15

20

25

30

35

0 1000 2000 3000 4000

Longitud (m)

Pre

sió

n (

Kg

/cm

2)

0

10

20

30

40

50

6050%

60%

T°C

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Piloto

• Se aprovechó cercanía de satélite de inyección

• Se tendieron cañerías de conducción de agua desde sateliteinyector hasta pozo y oleoducto.

Se utilizó Tubing 2 7/8 recuperado de grado 4

• Se reguló caudal inyectado con válvulas aguja

• A la salida de la locación de cada pozo se complementó concalentadores de 2 m3/h. (Se calienta petróleo producido+agua inyectada a

una temperatura de 50°C)

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Esquema de instalación

Colector

Satélite

Inyector

V.bloqueoV.Aguja

brida

Cañeria conducción agua

inyección 2 7/8"

ManometroV.Ret

V.bloqueo

Ole

od

ucto

Batería

Pozo

Productor

Lin

ea

de

co

nd

ucció

n

Ca

len

tad

or

Alternativa

oleoducto

Alternativa linea

conducción

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Conclusiones

• Se redujo significativamente la presión en las líneas de conducción de los pozos y en el oleoducto

• Se redujo el consumo de producto químico

• Se permitió en muchos casos reemplazar el hot oil para aquellas líneas que se habían “quedado”

• Importante ayuda para paros y contingencias sociales dado que permite el barrido con agua de las cañerías (“contaminación del oleoducto con agua”)

• Inversión de bajo costo: TBG 2 7/8” de grado 4

• Efecto del agua y la temperatura:

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Distancia

Te

mp

era

tura

Agua iny +Petroleo

Petroleo

70°C

50°C

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Hidrodinámica de flujo multifásico

flujo anular con Agua / Centro con petróleo

Vel 1 Vel 2< Vel 1 Vel 3 = 0

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Generalidades del flujo multifásico anular

• El flujo anular es estable para un rango amplio de velocidades

• La eficiencia en la reducción de fricción aumenta con la velocidad de flujo (mejor centrado del petróleo)

• Modificando la mojabilidad del agua con la cañería, se puede mejorar el efecto anular

• La alta viscosidad retrasa la deformacion del flujo central de petroleo dándole estabilidad

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Próximos desafíos

• Encontrar el Caudal óptimo de agua • Montar un caudalimetro ultrasónico• Mejorar el dispositivo para inyección

Agua de inyección

Petróleo Petróleo +Agua de inyección