Post on 25-Jan-2017
PROYECTO
REGION MARINA SUROESTE
Paraíso, TabascoMarzo, 2015
Estimulación bacterial de pozos: Control de parafinas y asfaltenos,mejora características de flujo en aceites.
Limpieza de ductos en superficiePara depositos de parafinas y asfaltenos en lineas superficiales.
Tratamiento de aceite-agua en deshidrataciónRompedores de emulsion, no se utilizan químicos tóxicos
Control de Incrustaciones y Tratamiento de aguasTanto de inyección como residuales
Mejorador de flujo y antiespumanteReduce viscosidad y tensión interfacial; no se utilizan químicos tóxicos
Limpieza de Tanques de almacenamientoTransforma acumulaciones de fondo del tanque en HC´s líquidos
• El flujo del pozo se da posterior altratamiento bacterial
• Se alcanza flujo con tendencia aestabilizar poco menor a 2000 bpd
Zona deAceite ligero
Zona Caliente
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
23/06/2000 22/08/2000 21/10/2000 20/12/2000 18/02/2001
BOPD
PretreatmentMicrobe Stimulation
• Tratamientos basados enpruebas de laboratorio ytiempo de contacto
• Intervalos de tratamiento porsemana y mensual
• Durante el tratamiento sedebe evitar aplicar biocida
• Control de Parafinas &Asfáltenos
• Control de incrustaciones• Control de Corrosión
Control de Parafinas
Muestra de linea de flujoTratamiento de 30 dias del pozo
Rompedores de emulsión• Modelo Cairns
– Las células actúan comopuente de mojamiento
– La eficiencia de separación serelaciona a la hidrofobicidad dela superficie de la célula.
Forma Celular Bacterial“Puente de Mojamiento”
Punto deCoalescencia
Incrustación sin tratar Tratamiento Corroso-Bac• Productos Microbianos– Surfactantes, solventes– Acidos Organicos
• Mecanismos– Quelantes, dispersión– Antiprecipitación– Mismas propiedades de
inhibidores convencionales
• La película previene corrosiónen superficies metalicas.
CaSO4
BaSO4
• Mejora en inyectividad• Control de incrustaciones
– CaCO3
– CaSO4
– BaSO4
• Corrosiónbajo la incrustación
• Rompedor de Emulsiones• Aceite remanente
– Mojabilidad– kw
– Effectividad en fasedisuelta
•Muestras agua de inyecctratamiento 3 semanas
• Tendencia a la Incrustación delagua de inyección
– CaCO3 , CaSO4
• Productos Biológicos– Acidos organicos– Biosurfactantes
• Mecanismos– Dispersión & Quelación
• Aceite pesado• 17 API
– Asfaltico• Problemas SAP
– Mayor consumo de HP’s– Fallas en bombas– Altos costos asociados
• Rompimiento de emulsiones,sin utilizar químicos tóxicos.
• Remoción de impurezas• Reducción de sedimentos
los convirtierte en una clasificaciónno dañina.
• Recuperación de Producto:Transforma acumulaciones de fondodel tanque en hidrocarburos líquidos
• Tratamientos basados en pruebasde laboratorio
• Exposición del producto en reposoo dinamico.
• Líquido a circular• Circulación intermitente• Mezcla de Producto• ~ tratamiento por semanas
aceite & aguaagua residual
y sólidos
Circulaciónbomba
Exposición del producto en reposo / Recirculación periodica / separación de fases
Gracias
Temperaturas > 100 C
(Las bacterias + Inhibidor de AT Toleran hasta 150 C).
Se han aplicado en Región Norte y en pozos de Región Sur en pozoscon temperaturas de fondo de 140 C.
Los solventes tales como: Xileno, Paragón, Targón, Tetracloroetileno, etc.
Ácidos tales como: HCL, HF+HCL
Salinidad > 200,000 ppm (no absoluto); Hasta 300,000 o 400,000 ppm conInhibidor de AT.
Densidad > 8 °API
H2S <10,000 ppm (fase H2O)
Exposición al medio ambiente sin alimento
Pruebas de laboratorio
Productos Aceite LigeroParafinicoAlta Temp.
Aceite PesadoParafinicoBaja Temp.
Aceite PesadoAsfaltico
Alta Temp.
Parabac-E 60% 60% 20%
Parabac-BB 20% 20% 60%
Parabac-C 20% 20% 20%
INHIBIDOR ALTATEMP
30% del PARABACTOTAL
20% del PARABACTOTAL
MEJORADOR DEFLUJO
15% del PARABACTOTAL
15% del PARABACTOTAL
Dispersante deParafinas
15% del PARABACTOTAL
Presentación de BacteriaBase aguaSe mezcla con KCL o Aceite Ligero paraaceites pesados con 6% de KCL
Muestra Parafinas%
Asfaltenos % Resinas %
Saturados%
Aromáticos Volátiles % Viscosidad@19 C
Tratabilidad
PozoKanab-31
48.2 3.6 1.8 37.2 31 7.02 11.3 2+
PozoSinan-111
42.4 0.9 1.6 56.4 11.5 9.45 6.1 2+
PozoUech-32
42 0.3 1.3 46.2 21.7 9.32 6.8 2+
PozoXanab-31
47.1 3.4 1.8 35.3 34.4 8.66 10.9 3+
PozoYaxche-3
47.6 4.3 1.8 34.3 36.1 6.79 12.2 3+
LíneaIxtal-A
51 1.8 4.8 37.5 34.6 7.41 16.8 3+
LíneaPol-AChuc-1
49.3 4.5 2.2 29.1 34.2 12.91 12.5 3+
LíneaPol-D
48.7 3.5 2.4 30.6 32.8 13.35 9.3 2+
1. Efectuar pruebas de hermeticidad a líneas superficiales y válvulas
2. Para depósitos orgánicos Evaluar efectuar limpieza de línea superficial bombeandosolventes a la línea superficial y posteriormente empacar línea y reposar 12 horas.
3. Bombear baches: de Solvente + Bache de Ácido (HCL p/CO3`s y HF+HCLp/Arenas) a formación para depósitos orgánicos e inorgánicos en la vecindad delpozo, Posterior inducir pozo con N2 hasta obtener 100 % fluidos de formación.
4.Con TF en cima de los disparos bombear mezcla de Estimulación Bacterial contraformación a bajo gasto, en caso de tener un volumen > 40 m3 considerar bombearen directa a través de TP.
Para pozos no productores mantener el pozo cerrado durante 7 díasPara pozos productores de bajo gasto considerar 5 días de cierre.
5. Posterior a la apertura del pozo, alinear a bateria para limpieza de fluidos,estabilizar flujo y medir pozo a las mismas condiciones de operación previas alcierre para su Evaluación.