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Proyecto región marina suroeste GCII

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PROYECTO REGION MARINA

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Proyecto región marina suroeste GCII

  1. 1. PROYECTO REGION MARINA SUROESTE Paraíso, Tabasco Marzo, 2015
  2. 2.  Estimulación bacterial de pozos: Control de parafinas y asfaltenos, mejora características de flujo en aceites.  Limpieza de ductos en superficie Para depositos de parafinas y asfaltenos en lineas superficiales.  Tratamiento de aceite-agua en deshidratación Rompedores de emulsion, no se utilizan químicos tóxicos  Control de Incrustaciones y Tratamiento de aguas Tanto de inyección como residuales  Mejorador de flujo y antiespumante Reduce viscosidad y tensión interfacial; no se utilizan químicos tóxicos  Limpieza de Tanques de almacenamiento Transforma acumulaciones de fondo del tanque en HC´s líquidos
  3. 3. • El flujo del pozo se da posterior al tratamiento bacterial • Se alcanza flujo con tendencia a estabilizar poco menor a 2000 bpd Zona de Aceite 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 Pretreatment Microbe Stimulation
  4. 4. • Tratamientos basados en pruebas de laboratorio y tiempo de contacto • Intervalos de tratamiento por semana y mensual • Durante el tratamiento se debe evitar aplicar biocida • Control de Parafinas & Asfáltenos • Control de incrustaciones • Control de Corrosión Control de Parafinas
  5. 5. Muestra de linea de flujo Tratamiento de 30 dias del pozo Rompedores de emulsión • Modelo Cairns – Las células actúan como puente de mojamiento – La eficiencia de separación se relaciona a la hidrofobicidad de la superficie de la célula. Forma Celular Bacterial “Puente de Mojamiento” Punto de Coalescencia
  6. 6. Incrustación sin tratar Tratamiento Corroso-Bac• Productos Microbianos – Surfactantes, solventes – Acidos Organicos • Mecanismos – Quelantes, dispersión – Antiprecipitación – Mismas propiedades de inhibidores convencionales • La película previene corrosión en superficies metalicas. CaSO4 BaSO4
  7. 7. • Mejora en inyectividad • Control de incrustaciones – CaCO3 – CaSO4 – BaSO4 • Corrosión bajo la incrustación • Rompedor de Emulsiones • Aceite remanente – Mojabilidad – kw – Effectividad en fase disuelta •Muestras agua de inyecc tratamiento 3 semanas • Tendencia a la Incrustación del agua de inyección – CaCO3 , CaSO4 • Productos Biológicos – Acidos organicos – Biosurfactantes • Mecanismos – Dispersión & Quelación
  8. 8. • Aceite pesado • 17 API – Asfaltico • Problemas SAP – Mayor consumo de HP’s – Fallas en bombas – Altos costos asociados
  9. 9. • Rompimiento de emulsiones, sin utilizar químicos tóxicos. • Remoción de impurezas • Reducción de sedimentos los convirtierte en una clasificación no dañina. • Recuperación de Producto: Transforma acumulaciones de fondo del tanque en hidrocarburos líquidos • Tratamientos basados en pruebas de laboratorio • Exposición del producto en reposo o dinamico. • Líquido a circular • Circulación intermitente • Mezcla de Producto • ~ tratamiento por semanas aceite & agua agua residual y sólidos Circulación bomba Exposición del producto en reposo / Recirculación periodica / separación de fases
  10. 10. 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 pozos con 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 con Inhibidor de AT.  Densidad > 8 °API  H2S <10,000 ppm (fase H2O)  Exposición al medio ambiente sin alimento
  11. 11. Pruebas de laboratorio
  12. 12. Productos Aceite Ligero Parafinico Alta Temp. Aceite Pesado Parafinico Baja Temp. Aceite Pesado Asfaltico Alta Temp. Parabac-E 60% 60% 20% Parabac-BB 20% 20% 60% Parabac-C 20% 20% 20% INHIBIDOR ALTA TEMP 30% del PARABAC TOTAL 20% del PARABAC TOTAL MEJORADOR DE FLUJO 15% del PARABAC TOTAL 15% del PARABAC TOTAL Dispersante de Parafinas 15% del PARABAC TOTAL Presentación de Bacteria Base agua Se mezcla con KCL o Aceite Ligero para aceites pesados con 6% de KCL
  13. 13. Muestra Parafinas % Asfaltenos % Resina s % Saturados % Aromáticos Volátiles % Viscosidad @19 C Tratabili dad Pozo Kanab- 31 48.2 3.6 1.8 37.2 31 7.02 11.3 2+ Pozo Sinan- 111 42.4 0.9 1.6 56.4 11.5 9.45 6.1 2+ Pozo Uech-32 42 0.3 1.3 46.2 21.7 9.32 6.8 2+ Pozo Xanab- 31 47.1 3.4 1.8 35.3 34.4 8.66 10.9 3+ Pozo Yaxche- 3 47.6 4.3 1.8 34.3 36.1 6.79 12.2 3+ Línea Ixtal-A 51 1.8 4.8 37.5 34.6 7.41 16.8 3+ Línea Pol-A Chuc-1 49.3 4.5 2.2 29.1 34.2 12.91 12.5 3+ Línea Pol-D 48.7 3.5 2.4 30.6 32.8 13.35 9.3 2+
  14. 14. 1. Efectuar pruebas de hermeticidad a líneas superficiales y válvulas 2. Para depósitos orgánicos Evaluar efectuar limpieza de línea superficial bombeando solventes 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+HCL p/Arenas) a formación para depósitos orgánicos e inorgánicos en la vecindad del pozo, Posterior inducir pozo con N2 hasta obtener 100 % fluidos de formación. 4. Con TF en cima de los disparos bombear mezcla de Estimulación Bacterial contra formación a bajo gasto, en caso de tener un volumen > 40 m3 considerar bombear en directa a través de TP. Para pozos no productores mantener el pozo cerrado durante 7 días Para 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 al cierre para su Evaluación.

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