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PRUEBAS EN POZOS DE PDVSA
(Zona de SAN TOME-VENEZUELA)
INFORME TÉCNICO
REF: V-NZ142-144/05-2012
El Tigre 14 de mayo de 2012
INFORME TÉCNICO DE APLICACIÓN DE PRODUCTO WELL-10 EN LOS POZOS
NZ 142 Y NZ 144 EN EL AREA 3 (NIPA) DE PDVSA GAS SAN TOME
(VENEZUELA)
PREAMBULO
Diferentes estudios efectuados, como el de (SALENGER 1987), han demostrado que,
el mecanismo físico-químico de acción de los agentes deshidratantes o
desemulsionantes está asociado a la formulación óptima del sistema (SAD=0), siendo
SAD la diferencia de afinidad del surfactante.
Cuando se aplica un nuevo fluidificante o reductor de viscosidad, que además posee
características deshidratantes, - como es el caso de nuestro producto Well-10-, según
nuestro criterio, y en orden de poder evaluar fielmente su efectividad, debería partirse
de una limpieza previa del circuito, tanto de extracción como de transporte; dicha
limpieza podría hacerse con Gasoil caliente o cualquier otro medio usado en la
industria que se considere adecuado para el tipo de crudo a tratar.
En este caso no se ha practicado previamente la limpieza descrita en el párrafo
anterior, por lo que se ha iniciado el proceso de aplicación de nuestro producto
directamente.
POZO NZ 142
Día 1: 4-05-12: Visita de inspección: se constata que el pozo ha estado y está sin
producción, por razones ajenas a nosotros. Se solicita la instalación de un manómetro
con el fin de poder valorar los parámetros de presión correspondientes.
Día 2: 5-05-12: Festivo
Día 3: 6-05-12: Gestiones de preparación de equipos y acopio de material.
Día 1 de la prueba 4º día para nuestros efectos: 7-05-12: inicio de montaje de
equipo dosificador. En presencia del técnico responsable del tratamiento químico de
dicho pozo,- el Señor José González-, acompañado de la Señora Eylin Rivero,
también miembro del equipo técnico.
REF: V-NZ142-144/05-2012
14:30-h Inmediatamente después de poner en operación este pozo, que había estado
parado desde el apagón eléctrico del día viernes 4 de mayo en horas de mediodía,
(como nos comunicaron en el campo, 3 días sin producción) se inicia la acción de
Well-10, 6 galones/día que equivalen a 1,2 galones/día del principio activo del Well10. Observamos que la presión inicial es de 170 PSI; (cabe destacar que en ningún
momento se esperó a que se estabiliza este pozo y alcanzar el nivel de presión que
suele alcanzar sin el tratamiento químico, que según los técnicos presentes esta
presión puede ser superior a 1000 PSI). También es importante destacar que al
encontrarse detenida la producción durante estos tres días, y dado que la línea, según
nos comunicaron, es de una longitud mayor a 5 Km hasta el múltiple 4, la misma con
seguridad se encontraría obstruida en varios puntos de su recorrido, lo que amentaría
la presión al estabilizar la producción, y más aún al tratarse de un pozo cuyo método
de levantamiento es por medio de un Balancín.
Día 2 de la prueba 5º día para nuestros efectos: 8-05-12: al visitar el pozo en
cuestión, notamos que la presión ha aumentado hasta las 220 PSI, encontrando la
razón de este comportamiento tan incongruente en los siguientes parámetros: debido
a que el crudo que se encontraba en reposo en la tubería durante estos tres días de
inactividad del pozo representa una columna aproximada mayor a 186 barriles de
crudo, suponiendo que se trate de una línea de 5 Km., estaríamos hablando de 37
barriles por kilómetro ó 5920 toneladas, y esto equivale a unas 29.600 toneladas,
que ejercen una presión que afecta directamente al crudo tratado con nuestro
producto, la cual se debe vencer o desplazar para que la presión visualizada sea
representativa y así comenzar a valorar las presiones como referencia real, por lo que
consideramos que este aumento de presión no es representativo. Por otra parte la
bomba de dosificación, una vez chequeada, demostró que no aportaba el caudal
constante programado de 6 galones/día, se calculó muy por debajo de este nivel, ya
que se trataba de una bomba de gran caudal (inadecuada para esta dosificación tan
baja) por lo que se considera el aumento de la dosificación a 14 galones/día, con la
finalidad de remover esta columna de crudo que aún se encuentra acumulado en la
tubería, ya que la misma tiene un recorrido mayor a 5 Km. Por otra parte estimamos
que el pozo pudo estabilizarse a presiones superiores, horas más tarde después de su
puesta en marcha.
Día 3 de la prueba 6º día para nuestros efectos: 9-05-12: se estabiliza la presión
con la dosificación de 14 galones/día a 180 PSI; observándose que, según la
medición del Well-10 inyectado en las últimas 24 horas, se ha mantenido constante en
este rango. (Estabiliza la bomba) lo que nos motiva a realizar un ensayo de
comprobación, donde decidimos aumentar la dosificación con la finalidad de eliminar
las posibles obturaciones restantes en la línea, ya que la misma nunca estuvo en las
condiciones adecuadas para la prueba en cuestión, basando esta decisión en lo
siguiente: el pozo había estado sin funcionamiento alrededor de 72 horas, la
temperatura en este periodo había estado en tendencia baja lo que favorece el
taponamiento de la línea debido a su extensión, no se realizó la limpieza de la misma y
la dosificación inicial fue muy baja por la falla de la bomba.
REF: V-NZ142-144/05-2012
Día 4 de prueba, día 7º para nuestros efectos: 10-05-12: se observa que la presión
ha descendido hasta 120 PSI, manteniéndose constante durante toda la jornada, hasta
la finalización de la prueba. La misma se finaliza en presencia de los técnicos José
González y Eylin Rivero.
POZO NZ 144
Día 1: 4-05-12 Visita de inspección: se constata que el pozo está en producción.
Día 2: 5-05-12 Festivo
Día 3: 6-05-12 Festivo
Día 4: 7-05-12 Gestiones de preparación de equipos y acopio de material:
Día 1 de la prueba, 5º día para nuestros efectos: 8-05-12: inicio de montaje de
equipo dosificador. En presencia del personal responsable del tratamiento químico en
el área en que encuentra este pozo: el Señor José González, acompañado de la
Señora Rocío Pérez y la Señora Eylin Rivero.
13:40-h se inicia la adición de Well-10, 10 galones/día constatando que la
presión inicial es de 1.100 PSI, ya que no estaba sometido a tratamiento alguno con el
reductor por fallas de la bomba de inyección. Las condiciones de este pozo, a pesar de
no haber estado parado y por la longitud de la línea, nos llevan a pensar que se
asemeja a las condiciones del NZ 142.
14:00-h la presión ha descendido hasta las 980 PSI
17:30-h la presión ha descendido hasta las 720 PSI
Día 2 de la prueba, 6º día para nuestros efectos: 9-05-12: la presión ha descendido
hasta 430 PSI
11:00-h se aumenta la dosificación a 20 galones/día. Con la intención de tratar
de limpiar la línea y una vez limpia poder valorar los efectos de nuestro producto en
este tipo de crudo.
17:00-h la presión ha disminuido hasta las 320 PSI
Día 3 de la prueba, 7º día para nuestros efectos: 10-05-12: el técnico José
González decide modificar la dosis del producto en prueba, ya que según su criterio,
la presión mantenía la tendencia a disminuir y la misma se encontraba en 230 PSI. Lo
que justificaba la disminución de la dosis hasta 6 galones/día.
Día 4 de la prueba, 8º día para nuestros efectos: 11-05-12: nos desplazamos a
obtener una nueva lectura de la presión y lo hacemos en presencia del técnico
responsable José González, quien nos comunicó que la presión se encontraba
estable a 85 PSI a las 9:00 horas.
REF: V-NZ142-144/05-2012
13:30-h decidimos dar por terminada la prueba en este pozo y nos comunicamos con
el técnico responsable que resultó ser el Señor Edwin Vicent ya que acababa de
recibir su guardia de manos del Señor José González. A su llegada revisó la presión
del pozo y la misma se encontraba estable a 85 PSI. Una vez más se comprobó la
dosis por el técnico y la misma se encontraba en 6 galones/día. Procedemos a retirar
todo nuestro equipo de este pozo.
CONCLUSIONES
NZ 142
En conclusión podríamos decir que la prueba ha sido muy satisfactoria ya que a pesar
de que en el pozo NZ 142 se ha llegado a dosificar hasta un 1% (dosis inusual según
criterio de los técnicos, ya que ellos basan esta comparación en la dosis usada en este
pozo con su producto habitual) y aparentemente la disminución de las presiones fue
relativamente lenta, aunque la misma ha disminuido en un 88% en tres días, siempre
basándonos en la información recibida de los técnicos, que nos aseguraron que la
presión en este pozo sin tratamiento químico puede ser mayor a 1000 PSI y hemos
tomado 1000 PSI como baremo de comparación. Además debemos recordar lo antes
expuesto: el crudo que se encontraba en reposo en la tubería durante estos tres días
de inactividad del pozo representa una columna aproximada mayor a 186 barriles de
crudo, suponiendo que se trate de una línea de 5 Km estaríamos hablando de 37
barriles por kilómetro ó 5920 toneladas y esto equivale a unas 29.600 toneladas en
total, que ejercen una presión que afecta directamente al crudo tratado con nuestro
producto, la cual se debe vencer o desplazar para que la presión visualizada sea
representativa y así comenzar a valorar las presiones como referencia real. Que dicho
sea de paso, las lecturas de presiones han sido el único baremo de comparación en
esta prueba. Sin embargo, la tendencia a la baja fue evidente diariamente por lo que
consideramos satisfactoria la prueba. El último dato de presión 120 PSI ya era
satisfactorio y, en vista de que nuestro stock de producto destinado para esta prueba
ya estaba agotado, consideramos la finalización de la misma. Hubiésemos podido
disminuir la dosificación, sin embargo, la disminución de dosis según nuestro criterio
solo se debe hacer si los datos obtenidos son constantes durante varios días, en este
caso la presión. La tendencia a bajar fue evidente. Pero nunca se estabilizó en una
misma lectura.
NZ 144
En el pozo NZ 144, la prueba ha sido realmente muy satisfactoria, la reducción de las
presiones fue superior al 92% (tomando como referencia inicial las 1.100 PSI) además
de haber movilizado con una dosis menor todo el crudo contenido en la línea de
producción y haber alcanzado las 85 PSI mencionadas anteriormente.
REF: V-NZ142-144/05-2012
A pesar de que las adiciones químicas a un pozo están en función de las
características del crudo entendiendo esto como su composición en parafinas,
asfáltenos, naftalenos, acidez total, H2O, sedimentos, azufre, etc. su gravedad
API y el corte de agua del crudo, la aplicación del Well-10 ha sido muy positiva ya
que ha demostrado su efectividad en la disminución de presiones, siendo este, el
único factor valorado en esta prueba, lo que nos confirma los resultados obtenidos
después de los análisis realizados por la empresa independiente SGS, donde afirman
que el producto Well-10 consigue una variación de la viscosidad cinemática superior al
12% en la muestra tratada. Este concepto de velocidad cinemática, es el que le da la
posibilidad de un aumento de producción.
Al no haber realizado en esta prueba los análisis correspondientes que nos puedan
arrojar una mayor información, nos atrevemos a señalar aquí algunos de los
parámetros medidos o evaluados por la mencionada empresa independiente SGS;
donde nos dice lo siguiente: el producto Well-10 redujo el azufre de la muestra tratada
en sus instalaciones en un 2,5% y los sedimentos totales potenciales disminuyeron
más de un 33%. La muestra tratada no contenía agua por lo que no se pudo apreciar
su efectividad en este aspecto.
También podemos decir a modo de información que este producto evita la emulsión
estable que pueda formarse en el transporte por diferentes factores que influyeron en
esto, como son, las líneas inadecuadas, las variaciones de presión en las mismas, las
uniones en tuberías inadecuadas u obsoletas por vencimiento o desperfectos, etc.
Por La Gerencia de Operaciones San Tomé:
Hemos recibido
Rocío Pérez
José González
Superintendente de Logística Operacional
Técnico de Tratamiento Químico
Por OILFLUX
Josep Tapias Parcerisas
Presidente