Selección y aplicación de un mejorador de flujo como una alternativa para el mejoramiento de la...

Selección y aplicación de un mejorador de flujo como una alternativa

para el mejoramiento de la productividad de crudos pesados en el

Campo Angostura

Autor: Ing. Yuri de Antuñano Muñoz, PEMEX-SGRT (expositor) Coautores:

Ing. Julio César Terrazas Velázquez, PEMEX-APV Dr. José Francisco Martínez Mendoza, PEMEX-APV Dr. Jorge A. Arévalo Villagrán, PEMEX-SGRT

Introducción

Derivado de la gran demanda y altos precios del aceite, así como la fuerte declinación

de la producción en la mayoría de los yacimientos convencionales productores de

aceite y gas convencional, la atención de la industria en muchos lugares del mundo se

desplaza hacia la explotación de yacimientos de crudo pesado y extrapesado1.

El crudo pesado se define como un aceite que tiene una viscosidad de aceite muerto

(aceite sin gas en solución), a la temperatura inicial del yacimiento, mayor a 100

centipoise (cp), o a falta de un dato de viscosidad, una gravedad API menor a los

22.3°2. El precio de estos crudos es mucho menor en comparación a los aceites ligeros,

especialmente cuando presenta un alto contenido de azufre y metales pesados. Así

mismo, la productividad de los pozos es menor y su dificultad para el manejo y

transporte para su comercialización. Por lo tanto, la explotación exitosa de yacimientos

de crudo pesado requiere de una planeación y ejecución cuidadosa, para que estos

sean técnicos y económicamente rentables3.

En la escala °API, los crudos extrapesados caen en el rango de 1.0 a 9.9 °API y los

pesados en el rango de 10 – 21.9 °API.

El conocimiento de las propiedades de los fluidos de crudo pesado es fundamental para

decidir los métodos de explotación, y de los procesos de manejo de manejo en

instalaciones superficiales de un campo con estas características. Las pruebas de

laboratorio brindan información valiosa de la caracterización de los aceites, así como

sus atributos termodinámicos y fisicoquímicos.

Por otra parte, un buen conocimiento geológico resulta esencial para estimar

cuidadosamente los parámetros importantes de la roca y del sistema roca/fluido, que

afectan la productividad de los pozos, especialmente la viscosidad del aceite y su

permeabilidad relativa4.

Hoy en día, la aplicación de tecnología moderna para el tratamiento de crudos pesados

se ha incrementado para mejorar las condiciones de producción en el sistema roca-

fluidos, entre las cuales destacan: inyección de agua, inyección de vapor, mejoradores

de flujo, etc.

En este artículo se presenta la aplicación de un sistema mejorador de flujo, aplicado a

pozos productores de crudo pesado del campo Angostura del Activo de Producción

Veracruz, para el mejoramiento de su producción, así como, se describe a detalle la

metodología desarrollada y aplicada para la selección del Sistema Óptimo de Mejorador

de Flujo, las pruebas de laboratorio, los diseños de tratamientos, las ejecuciones en

campo y la evaluación de los resultados obtenidos.

Campo Angostura

El Campo Angostura se encuentra ubicado en la parte central de la provincia geológica

del Papaloapán en el área Angostura-Mata Quemada a 22 Km al noreste de la Ciudad

de Tierra Blanca y a 64 Km al Suroeste del Puerto y Ciudad de Veracruz, en el estado

de Veracruz, México. Figura 1.

Figura 1.- Ubicación geográfica del Campo Angostura

Los yacimientos que componen al Campo Angostura forman parte de un anticlinal

asimétrico orientado de Noreste (N.E.) – Sureste (S.E.), el cual presenta un sistema de

fallas normales e inversas con discordancias. Adicionalmente, en la cima de la

estructura se observan formaciones del Mioceno5.

La falla principal de la estructura es normal y atraviesa el anticlinal de Suroeste (S.W.) a

Noreste (N.E.) y está presente en los pozos Angostura 2 y Angostura 21. La otra falla

normal, se considera secundaria, así como también, dos (2) fallas inversas.

Su inicio de explotación se da a partir de Junio de 1954, como productor de aceite

negro en las Brechas Calcáreas de las formaciones Méndez y San Felipe del Cretácico

Superior. Es un yacimiento maduro con 58 años de explotación y sus principales

características se muestran en la tabla 1.

Tabla 1.- Características del Campo Angostura

Problemática del Campo

A partir del análisis integral de la información del campo Angostura realizada por parte

del equipo de productividad de pozos, a nivel yacimiento, pozo e instalaciones

superficiales, se han identificado 5 principales problemáticas que afectan la producción

de hidrocarburos en este campo, las cuales son: 1.- aceite viscoso (10,000 a 51,470

cp), 2.- producción con alto porcentaje de agua (30% a 60%), 3.- emulsiones estables,

Características Datos

Yacimiento Naturalmente fracturado

Área 5.07 km2

Formación Méndez y San Felipe

Tipo de roca Calcárea

Productor Aceite negro

Producción de aceite actual 627 bpd

Profundidad promedio 1261 md

Presión inicial 152.4 kg/cm2

Presión actual 137.5 kg/cm2

Temperatura de yacimiento 65°C

Temperatura de superficie 25°C

Pozos perforados 38

Pozos productores 9

Densidad de aceite 10-14 °API

Porosidad 4-14%

Permeabilidad S/D

RGA promedio 28-30 (m3/m

3)

4.- daño a la formación (depósitos orgánicos) y 5.- cambios de mojabilidad de la roca

productora.

Por otra parte, derivado a que la formación es naturalmente fracturada la efectividad de

las operaciones de cementación en las zonas productoras es deficiente durante la

terminación de los pozos, registrándose en algunos casos pérdidas totales del fluido de

perforación.

La aplicación de controles de agua, han demostrado resultados de éxito muy bajo,

debido a que el tiempo de efectividad es corto presentándose rápidamente el

incremento de producción de agua en la producción de los pozos, consecuencia de la

formación laminada y fracturada.

Actualmente, de los 38 pozos perforados solamente 9 se encuentran productores con

una producción promedio entre 30 a 60 bpd, teniendo presiones y temperatura de

yacimiento del orden de 128 kg/cm2 y 65°C, respectivamente.

Selección de pozos candidatos para su estudio

Para esta etapa fue necesaria la conformación de un equipo multidisciplinario de

productividad de pozos para efectuar el análisis del sistema integral de producción

(yacimiento-pozo-instalaciones) a los 38 pozos que conforman al campo Angostura,

obteniéndose la selección preliminar de 10 pozos candidatos a mejoramiento de

producción, cuyas principales problemáticas estaban orientadas a daño a la formación

en la vecindad del pozo, producto de la formación de emulsiones estables por los

fluidos producidos (aceite-agua y sólidos) y a la depositación de material orgánico

(parafinas y asfaltenos), agravándose más por la naturaleza propia del comportamiento

de la viscosidad del aceite. Para el análisis de los pozos se aplicó la metodología

ASIPP (Administración del Sistema Integral de Productividad de Pozos)6 la cual

considera 7 procesos consistentes en: 1.- recopilación de información técnica, 2.-

análisis del sistema yacimiento-pozo-instalaciones superficiales, 3.- diagnóstico, 4.-

solución integral, 5.- diseño, 6.- ejecución y 7.- evaluación, tal como se aprecia en la

figura 2.

Figura 2.- Metodología de Administración del Sistema Integral de Productividad de Pozos (ASIPP).

Una vez seleccionados los pozos candidatos a mejoramiento de producción, se

desarrolló la metodología SOMF (Selección Óptima de Mejorador de Flujo)7, a fin de

buscar entre los productos comerciales a nivel nacional e internacional un mejorador de

flujo que pudiera solucionar las problemáticas identificadas en el Campo Angostura.

A continuación se describe la metodología SOMF desarrollada durante el proceso de

evaluación y selección del mejorador de flujo.

Metodología SOMF

Para dar solución a las problemáticas detectadas por el equipo de productividad de

pozos, se consideró como una alternativa viable la aplicación de mejoradores de flujo,

debido a su fácil empleo y al bajo costo inherente a estos, siendo necesario el

desarrollo de una metodología denominada SOMF (figura 3), constituida por 4

procesos: 1.- recopilación de información técnica, 2.- pruebas a muestras de fluidos de

los pozos candidatos, 3.- pruebas de funcionabilidad (mejoradores base agua y base

aceite) y 4.- selección del sistema óptimo.

• Estudio integral del equipo

de productividad.

• Ficha técnica de sistemas

mejoradores de flujo (base

agua y base aceite).

• Muestras de mejoradores

de flujo.

• Muestras de fluidos de los

pozos candidatos.

• Procedimientos API y

ASTM.

Recopilación de

informaciónR

• Caracterización físico-

químico.

- % Aceite, agua y sólidos.

- % Parafinas, asfaltenos y

resinas asfálticas.

- Emulsión.

- API, densidad

• Perfil de viscosidad

(Profundidad vs

temperatura).

Pruebas a

muestras de fluidosP

Aceite/mejorador de flujo:

• API (ASTM-D-287).

• Viscosidad (cp) (ASTM-D-

2983-04).

• Rendimiento de productos

(ASTM-D-285).

• Compatibilidad por

emulsión y residuos en

malla 100 (API-RP-42).

• Punto de ignición (ASTM-

D-92).

• Solubilidad de orgánicos.

Pruebas de

funcionabilidadP

Criterios:

• Reducción de viscosidad

• Mejoramiento en API

• Mayor rendimiento de

productos.

• Compatibilidad

• Punto de ignición mayor a

70 c.

• Mayor solubilidad.

SelecciónS

Integración de información

de pozos, sistemas,

mejoradores de flujo y

muestras de fluidos,

normas y procedimientos

Caracterización de

muestras de fluidos de

pozos candidatos

Comportamiento

Aceite + mejorador de flujo

Selección óptima del

mejorador de flujo

Figura 3.- Metodología de selección óptima de mejorador de flujo (SOMF)

A continuación se describe a mayor detalle cada uno de los procesos de la metodología

desarrollada.

Recopilación de información

En esta etapa se recopiló toda la información técnica disponible a nivel nacional e

internacional de la tecnología de mejoradores de flujo, base agua y base aceite;

seleccionándose aquellos en los cuales su aplicabilidad estaba orientada a la solución

de algunas de las problemáticas presentes en los pozos del campo Angostura, es decir:

reducir los problemas de generación de tapones viscosos, mejoramiento de flujo,

rompimiento de emulsiones estables y eliminación de depósitos orgánicos en el

yacimiento y/o a lo largo del aparejo de producción, a fin de establecer aplicaciones en

campo económicamente rentables. Del análisis de la información de las fichas técnicas

de estos y con el desarrollo de la matriz de funcionabilidad respecto a las

problemáticas, se seleccionaron 10 tipos de mejoradores de flujo, 5 base agua y 5 base

aceite, los cuales se denominaron desde M1 hasta M10 y se muestran en la Tabla 2.

Determinaciones 6 9 17 20 21 35 36 42 D 51 502

Densidad relativa aceite 100% (25°C): 0.94 0.94 SD 0.93 0.94 SD 0.94 0.95 0.95 0.95

ºAPI aceite 100% (corregido a 60°F): 16.7 16.9 SD 18.75 17.31 SD 17.5 16.53 16.44 16.51

Dendidad relativa emulsión (25°C): 0.96 0.97 1.00 0.95 0.97 0.97 0.96 0.97 0.96 0.97

ºAPI emulsión (corregido a 60°F): 13.21 13.18 8.71 16.5 12.46 12.78 13.93 12.13 13.69 13.28

Agua libre (%): 0 0 30 0 0 0 0 0 0 0

Agua emulsionada (%): 30 50 10 24 18 0.8 20 20 18 50

Salinidad (ppm): 17,890 17,750 16,150 15,975 14,555 ND 16,330 16,685 15,975 14,200

pH: 8 9 8 9 9 ND 9 9 9 7.6

Aceite (%): 69.9 49.8 59.9 75.9 81.9 99.2 79.9 79.9 81.9 49.8

Sólidos (%): 0.1 0.2 0.1 0.1 0.1 0 0.1 0.1 0.1 0.2

Parafinas (%): 4.92 4.18 4.51 3.96 5.70 2.96 5.65 3.30 4.46 3.39

Asfaltenos (%): 19.84 19.81 19.74 19.05 21.14 29.28 20.61 19.45 31.88 22.60

Resinas a. (%): 12.9 10.8 15.6 14.3 14.3 16.8 14.5 14.8 13.3 15.6

Caracterización físico-química de muestras de fluidos del Campo Angostura

Mejoradores de flujo

Problemáticas M1 M2 M3 M4 M5 M6 M7 M8 M9 M10

Tapón viscoso N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A

Mejoramiento de flujo

Emulsiones estables N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A

Depósitos orgánicos N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A

Matriz de funcionabilidad

Base agua Base aceite

: Aplica N/A: No Aplica M1,…M10: Mejoradores de flujo

Tabla 2.- Matriz de funcionabilidad vs problemáticas

De estos 10 mejoradores de flujo seleccionados, se solicitó a cada proveedor muestras

para su evaluación a nivel laboratorio con muestras de fluidos del campo Angostura.

Pruebas a muestras de fluidos (Campo Angostura)

Para definir las características físico-químicas de los fluidos producidos por los pozos

candidatos para la aplicación de la tecnología de mejorador de flujo, se recuperaron en

superficie 10 muestras de fluidos de los pozos Angostura 6, 9, 17, 20, 21, 35, 36, 42 D,

51 y 502.

Las pruebas de laboratorio realizadas a las muestras consistieron en:

Caracterización físico-química: % de aceite, agua y sólidos, % de parafinas,

asfaltenos y resinas asfálticas, % de emulsión, densidad y °API.

Perfil de viscosidad: profundidad vs temperatura.

Los resultados obtenidos se muestran en las tablas 3 y 4 y figura 4.

Tabla 3.- Caracterización físico-química de muestras de fluido (Campo Angostura).

Temperatura (°C) 6 9 17 20 21 35 36 42 D 51 502 Promedio

30 45,345 40,410 9,818 51,470 12,600 47,270 48,650 37,690 18,570 22,450 33,427

35 31,567 20,880 9,768 37,940 7,860 35,590 32,640 20,880 12,920 15,785 22,583

40 26,890 11,890 5,597 26,390 5,099 19,400 27,410 15,030 8,570 10,428 15,670

45 17,680 9,260 1,260 14,400 3,203 13,500 18,280 10,080 6,539 8,476 10,268

50 11,457 5,573 978 10,730 2,607 9,260 11,190 5,819 4,835 5,795 6,824

60 8,970 2,803 592 7,538 579 5,903 9,090 2,567 2,627 1,974 4,264

Perfil de viscosidad vs temperatura (100 % Aceite)

Figura 4.- Muestra de aceite pozo Angostura 9

Como se puede observar en la tabla 3 y fotografías A y B de la figura 4, la mayoría de

las muestras analizadas presentaban una emulsión estable constituida por agua, aceite

y sólidos finos, con alto porcentaje de agua, alto contenido de fracciones pesadas

(parafinas y asfaltenos) y °API bajos (entre 8 y 14).

En la tabla 4 y las gráficas de la figura 5 se muestran los resultados obtenidos del perfil

de viscosidades de las muestras evaluadas, donde de acuerdo a su comportamiento de

aceite viscoso, tienden a incrementar su viscosidad a medida que disminuye la

temperatura (30°C), llegando a alcanzar viscosidades máximas hasta 51,470 cp

(Angostura 20).

Tabla 4.- Perfil de viscosidad vs temperatura

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

30 35 40 45 50 60

Vis

co

sid

ad

(c

p)

Temperatura (°C)

9 17 20 21 35 36 42 D 51 502 6

CYCC

CS

CS= Cond. SuperficieCC= Cond. CríticasCY= Cond. Yacimiento

33,427

22,583

15,670

10,268

6,824

4,264

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

30 35 40 45 50 60

Temperatura ( C)

PROMEDIO

Figura 5.- Perfil de viscosidad vs temperatura (pozos seleccionados)

Pruebas de funcionabilidad a mejoradores de flujo

Para verificar la funcionabilidad de los 10 mejoradores de flujo seleccionados (base

agua y base aceite), se aplicó la Norma API-RP-428 y los procedimientos ASTM-D-287,

ASTM-D-2983-04, ASTM-D-285 y ASTM-D-929, para la determinación de los siguientes

parámetros: compatibilidad de fluidos, °API, viscosidad, rendimiento de producto, punto

de ignición y solubilidad de orgánicos, con una muestra de fluidos del pozo Angostura

20 recuperada en superficie, la cual presentó las condiciones más críticas de viscosidad

(51,470 cp @ 30°C) de las muestras analizadas.

Los rangos de concentración de los mejoradores de flujo empleados durante el

desarrollo de las pruebas de funcionabilidad fueron desde 1% a 5% en volumen de

muestra de fluido. Las 5 muestras de mejoradores de flujo base agua fueron

identificadas como M1, M2, M3, M4 y M5 y para el caso de las 5 muestras base aceite

fueron identificadas como M6, M7, M8, M9 y M10.

Los resultados de las pruebas de funcionabilidad efectuadas con los mejoradores de

flujo y la muestra de aceite del pozo Angostura 20, se muestran en la tabla 5 y figura 6.

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

100% Aceite (cp) Aceite + 1% MF Aceite + 5% MF

Vis

co

sid

ad

(c

p)

Temperatura @ 30 C

M1

M2

M3

M4

M5

M6

M7

M8

M9

M10

M1 M2 M3 M4 M5 M6 M7 M8 M9 M10

100% Aceite (cp) 51,470 51,470 51,470 51,470 51,470 51,470 51,470 51,470 51,470 51,470

Aceite + 1% MF 39,350 39,560 39,750 38,450 37,345 32,675 31,678 28,678 29,576 22,576

Reducción de

viscosidad al 1%

de MF (%)

23.55 23.14 22.77 25.3 27.44 36.52 38.45 44.28 42.54 56.14

Aceite + 5% MF 38,967 39,254 35,786 32,574 37,987 30,457 29,578 24,758 24,768 11,325

Reducción de

viscosidad al 5%

de MF (%)

24.29 23.73 30.47 36.71 26.2 40.83 42.53 51.9 51.88 78.00

Tabla comparativa de viscosidad vs mejorador de flujo (1% y 5%)

AceiteBase agua Base aceite

Tabla 5.- Prueba de viscosidad vs mejoradores de flujo al 1% y 5%

Figura 6.- Comportamiento de viscosidad al 1% y 5% de mejoradores de flujo seleccionados

Como se puede apreciar en la tabla 5 y figura 6, el mayor impacto en la disminución de

la viscosidad se obtiene con la aplicación de los mejoradores de flujo base aceite,

lográndose con ello reducciones de viscosidad hasta un 71.28%, no siendo así, para el

caso de los mejoradores base agua (26%).

Para el caso del comportamiento en la densidad del aceite en °API, de igual manera se

utilizaron concentraciones de los mejoradores de flujo seleccionados entre 1% y 5%,

empleándose muestra de aceite del pozo Angostura 20 por presentar las características

de mayor viscosidad. Los resultados de estas pruebas de laboratorio se presentan en la

tabla 6 y figura 7.

10

11

12

13

14

15

16

M1 M2 M3 M4 M5 M6 M7 M8 M9 M10

°AP

I


100% Aceite (cP) Aceite + 1% MF Aceite + 5% MF

Base agua(11.47 API) promedio

Base aceite(11.57 a 14.97 API)

M1 M2 M3 M4 M5 M6 M7 M8 M9 M10

100% Aceite °API 11.35 11.35 11.35 11.35 11.35 11.35 11.35 11.35 11.35 11.35

Aceite + 1% MF 11.46 11.39 11.35 11.35 11.49 12.35 11.51 12.3 11.57 12.58

% de aumento de

°API de MF al 1%0.96 0.35 0 0 1.2 8.8 1.4 8.3 1.9 10.83

Aceite + 5% MF 11.51 11.57 11.54 11.55 11.52 14.2 11.58 14.56 11.58 14.97

% de aumento de

°API de MF al 5%1.4 1.9 1.6 1.7 1.4 25.1 2 2.82 2 31.8

Tabla comparativa de °API vs Mejorador de flujo (1% y 5%)

Base agua Base aceiteAceite

Tabla 6.- Prueba de °API vs mejoradores de flujo al 1% y 5%

Figura 7.- Comportamiento de °API del aceite respecto al mejorador de flujo (1% y 5%)

Con base a los resultados presentados en la tabla 6 y figura 7, se observa que las

muestras de mejorador de flujo denominadas M6, M8 y M10 presentan incrementos en

los °API del aceite del orden de 25% a 32%, no siendo así para las muestras M1, M2,

M3, M4, M5, M7 y M9, las cuales obtuvieron un incremento máximo del 2% en °API.

Prueba de Ignición

Para esta prueba se aplicó la norma ASTM-D-92 únicamente para las muestras de

mejoradores de flujo base aceite (M6, M7, M8, M9 y M10) debido al tipo de prueba y la

naturaleza de la conformación de estos sistemas. Los resultados se presentan en la

tabla 7 y figura 8.

0

25

50

75

100

125

M1 M2 M3 M4 M5 M6 M7 M8 M9 M10

Pu

nto

de ig

nic

ión

( C

)


Punto de ignición (°C)

No aplica debido a que son Base agua

Aplica debido a que sonBase aceite

M1 M2 M3 M4 M5 M6 M7 M8 M9 M10

50/50 50/50 50/50 50/50 50/50 50/50 50/50 50/50 50/50 50/50

0/0 0/0 95/5 0/0 90/10 0/0 0/0 0/0 0/0 0/0

0/0 0/0 90/10 0/0 90/10 0/0 0/0 0/0 0/0 0/0

0/0 0/0 90/15 0/0 80/20 0/0 0/0 0/0 0/0 0/0

0/0 0/0 90/15 0/0 80/20 0/0 0/0 0/0 0/0 0/0

0/0 0/0 90/15 0/0 80/20 0/0 0/0 0/0 0/0 0/0

0/0 0/0 90/15 0/0 80/20 0/0 0/0 0/0 0/0 0/0

0/0 0/0 90/15 0/0 80/20 0/0 0/0 0/0 0/0 0/0

Oscura Oscura Clara OscuraOscura y

definidaOscura Oscura Oscura Oscura Oscura

Trazas Trazas Nada Trazas Nada Trazas Trazas Trazas Moderado Nada

Genera

emulsión

estable

Genera

emulsión

estable

Parcial

separación

de fases

Genera

emulsión

estable

Parcial

separación

de fases

Claridad de fase

acuosa/oleosa

Sedimentos en malla

100

Sin separación de fases debido a la naturaleza orgánica de

los sistemasObservaciones

Base agua Base aceiteSistemas

Compatibilidad del aceite vs mejorador de flujo

Separacion de fases (%)

10

1

2

30

Relacion aceite/sistema

Tiempo de rompimiento

(min)

15

20

5

M1 M2 M3 M4 M5 M6 M7 M8 M9 M10Punto de ignición

(°C)N/A N/A N/A N/A N/A 65 67 55 49 98


Prueba de punto de ignición de mejoradores de flujo

Mejoradores de

flujo

Tabla 7.- Prueba de punto de ignición a mejoradores de flujo

Figura 8.- Punto de ignición vs mejoradores de flujo

Prueba de Compatibilidad por Emulsión

Las pruebas fueron realizadas con base al procedimiento de la norma API-RP-42,

utilizando muestra de aceite del pozo Angostura 20 y muestras de los mejoradores de

flujo seleccionados en una relación 1 a 1, es decir, 50 ml de aceite y 50 ml de mejorador

de flujo. Las mezclas fueron colocadas a Baño Maria y a una temperatura de prueba de

80° C. Los resultados se muestran en la tabla 8.

Tabla 8.- Prueba de compatibilidad entre el aceite y mejoradores de flujo evaluados

M1 M2 M3 M4 M5 M6 M7 M8 M9 M10Muestra de

asfaltenos (gr)2 2 2 2 2

Solubilidad en

peso (gr) 1.6 1.8 1.48 1 1.94

Solubilidad (%) 80 90 74 50 97

N/A

Prueba de Solubilidad de asfaltenos vs mejoradores de flujo

Mejoradores de

flujo


0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

M6 M7 M8 M9 M10

So

lub

ilid

ad

(%

)

Mejoradores de flujo (base aceite)

Como se puede apreciar en la tabla 8, la mayoría de las muestras de mejoradores de

flujo base agua tienden a generar emulsiones estables, debido a que se mezclan dos

fluidos no miscibles, es decir, uno base orgánico y otro base inorgánico, además, en la

prueba de pasado de malla 100, tienden a depositar sólidos orgánicos (asfaltenos).

Para el caso de los mejoradores de flujo base aceite, no se presenta la separación de

fases debido a que se mezclan dos fluidos miscibles (base orgánico); el único en no

presentar depositación de sedimentos de malla 100 fue el sistema M10.

Prueba de solubilidad de orgánicos

Partiendo de una de las problemáticas que presentan los pozos del campo Angostura,

la cual es la depositación de orgánicos (asfaltenos y parafinas), se realizó una prueba

de solubilidad de los mejoradores de flujo, empleando una muestra de depósitos

orgánicos, a fin de determinar su poder de disolución de cada uno de ellos. Cabe

señalar, que debido a la naturaleza del depósito (orgánico), únicamente se evaluaron

las muestras de mejoradores de flujo base aceite. Los resultados se muestran en la

tabla 9 y figura 9.

Tabla 9.- Prueba de solubilidad de asfaltenos vs mejorador de flujo (base aceite)

Figura 9.- % Solubilidad vs mejorador de flujo (base aceite)

100%

AceiteM6 M7 M8 M9 M10

Rendimiento (%) 65 59 64 60 61 74

Prueba de rendimiento de productos (Destilación HEMPELL ASTM-D285)

Resultados

Base aceite (MF al 5 %)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

100% Aceite M6 M7 M8 M9 M10

Ren

dim

ien

to d

e p

rod

ucto

s (

%)


De los resultados obtenidos de la solubilidad de asfaltenos con los mejoradores de flujo

base aceite presentados en la tabla 9 y figura 9, se observa que el único sistema que

solubilizó al 100% la muestra de asfaltenos es el sistema M10, lo cual es indicativo que

su poder de solubilidad es mucho mayor a las 4 muestras comparativas (base aceite).

Prueba de rendimiento de productos

Esta prueba es aplicable solo a mejoradores base aceite ya que de acuerdo al

procedimiento ASTM D-28510 menciona que la muestra debe estar libre de agua, por lo

que la destilación HEMPELL se aplica solo a sistemas fase oleosa. Esta destilación

consiste en determinar el porcentaje de rendimiento de productos (gasolina, keroseno,

nafta, gasóleo L y gasóleo P) presentes en el hidrocarburo. Las pruebas fueron

realizadas en laboratorios del Instituto Mexicano del Petróleo.

La finalidad de esta prueba consiste en determinar la calidad del aceite al agregarle el

mejorador de flujo. Los resultados de esta prueba se muestran en la tabla 10 y figura

10.

Tabla 10.- Rendimiento de productos (%) vs mejoradores de flujo

Figura 10.- Rendimiento de productos (%) vs mejoradores de flujo

Tipo de pruebas de

laboratorioM1 M2 M3 M4 M5 M6 M7 M8 M9 M10

°API / ASTM-D-287

2% de incremento mínimo1 1 1 1 1 2 1 2 1 3

Viscosidad (CP)

ASTM-D-2983-04ª

Reducción del 60% mínimo

1 1 2 1 2 2 2 2 2 3

Rendimiento de Productos-

ASTM-D285 aumento del 5%

mínimo

1 1 1 1 1 1 1 1 1 3

Compatibilidad emulsión y

residuos en malla 100

API –RP-42

1 1 1 1 1 2 2 2 2 3

Punto de Ignición ASTM D-92

>70 °C3 3 3 3 3 2 2 2 2 3

Solubilidad Orgánicos

(Asfaltenos) >90 %1 1 1 1 1 3 3 3 2 3

Base Agua Agua Agua Agua Agua Aceite Aceite Aceite Aceite Aceite

Criterio de Evaluación 1 = No Aceptable 2 = Aceptable 3 = Recomendado

Selección del Mejorador de Flujo

Del análisis de los resultados obtenidos de las pruebas de laboratorio aplicadas a las

muestras de mejoradores de flujo, se realizó la selección de éste en base a la

aplicación de los siguientes criterios: 1.- Mayor reducción de la viscosidad del aceite en

presencia del mejorador de flujo, 2.- Mayor incremento en la densidad del aceite en

°API, 3.- Compatibilidad con el aceite del campo Angostura, 4.- Mayor capacidad de

solubilidad de material orgánico (asfaltenos), 5.- Punto de ignición mayor a 70 °C y 6.-

Mayor porcentaje de rendimiento de productos

En la tabla 11, se muestra la evaluación comparativa de los mejoradores de flujo con

base a los resultados obtenidos de las pruebas de laboratorio.

Tabla 11.- Evaluación comparativa de los mejoradores de flujo

Con base a la evaluación comparativa, tabla 11, y a los resultados obtenidos de las

pruebas de laboratorio, se seleccionó al sistema mejorador de flujo M10, para ser

aplicado y dar solución a las problemáticas identificadas en los pozos seleccionados del

campo Angostura.

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Vo

lum

en

(m

3)

rd (ft)

Volumen de Fluido de Tratamiento

Aplicación en Campo

Una vez identificados los pozos candidatos y seleccionado el Mejorador de flujo a

aplicar, se continuó con el desarrollo de los diseños de los tratamientos de cada pozo,

definiéndose los siguientes parámetros: volúmenes de tratamiento a emplear, técnica

de colocación y tiempo de residencia del sistema mejorador de flujo en formación; así

como, se establecieron como parámetros de evaluación: el mejoramiento de

producción, la reducción de la viscosidad, el incremento en ºAPI y las condiciones de

flujo.

Cálculo de los volúmenes de tratamiento

Para determinar los volúmenes de tratamiento a aplicar a los pozos seleccionados se

establecieron las siguientes premisas: a) radio de penetración radial a la formación de

más de 3 pies, b) flujo radial de los fluidos del yacimiento hacia el pozo, es decir, zona

abierta al flujo como un cilindro y c) penetración radial de los fluidos de tratamiento a lo

largo de todo el intervalo disparado. Los volúmenes fueron calculados mediante la

aplicación de la ecuación 1:

)( 22 rwrdhV ……………………(1)

En donde V es el volumen de tratamiento, es la relación entre la circunferencia de un

circulo y su diámetro (aprox. 3.1416), h es el espesor del intervalo disparado, es la

porosidad de la roca productora, rd es el radio de penetración del tratamiento y rw es el

radio del pozo. La figura 11representa el radio de penetración con respecto al volumen.

Figura 11.- Volumen de tratamiento vs radio de penetración

Pozo DiagnósticoIntervalo productor

(m)

Relación MF/m

disparado

Volumen de

tratamiento

(m3)

Radio de

penetración

(m)

Volumen de

desplazamiento

(m3) N2

Tecnica de

colocación

Tiempo de

residencia

(hrs)

Observaciones

Angostura 9

Obstruccion de depositos

orgánicos, incremento en el %

de agua y aceite viscoso

1226 -1228 2:1 4 3.9 453Bombeo en

directo por TP58

Previo al tratamiento se hizo

prueba de admisión con 3 m3

de solvente aromatico

Angostura 17 Bajo aporte y aceite viscoso 1279 - 1282 0.6:1 2 2.2 3100Bombeo en

directo por TR61

Previo al tratamiento se hizo

prueba de admisión con 3 m3



directo por TP59

Limpieza de aparejo al

intervalo con 5 m3

de solvente

aromatico

Angostura 35 Bajo aporte y aceite viscoso 1154 - 1157

1159 -11610.7:1 3.6 2.4 3000

Bombeo en

directo por TP58 Limpieza de aparejo


directo por TR56

Limpieza de aparejo con 3 m3


Angostura 21 Bajo aporte y aceite viscoso 1202 - 1209 1.0:1.0 7 2.8 540Bombeo en

directo por TP50 Se aplicó en directo

75 lpd

86 lpd

91 lpd

136 lpd

Volúmenes de tratamiento usados por el mejorador de flujo

Angostura 20Mejorar condiciones de flujo de

manera continua1276 - 1289 N/A N/A N/A

Tubería capilar

@ 1100 mN/A

Instalo TC @ 1100 m e

inyecto mejorador de flujo

A continuación se muestran en la tabla 12, los volúmenes de tratamiento empleados, la

técnica de colocación del sistema utilizado y el tiempo de residencia en la formación

aplicado a los pozos seleccionados como candidatos para mejoramiento de producción.

Tabla 12.- Volúmenes de tratamiento del mejorador de flujo aplicado a los pozos seleccionados

Como se puede observar en la tabla 12, la relación de mejorador de flujo utilizado en

las zonas productoras es del orden de 0.5 a 2 m3/m, con volúmenes de tratamiento de

3.5 a 7 m3, lo cual da un total de volumen de mejorador de flujo empleado en 6

tratamientos de estimulación de 27.5 m3.

En el caso del pozo Angostura 20 la aplicación en directo del sistema M10 no presentó

resultados satisfactorios a largo tiempo, siendo necesario instalar tubería capilar e

inyectar el mejorador de flujo a diferentes volúmenes de inyección de 75 a 136 lpd,

registrándose resultados satisfactorios en el mejoramiento de la producción del pozo y

continuidad en el flujo.

Discusión de Resultados

En la tabla 13 se muestran los resultados obtenidos antes y después de la aplicación

del sistema mejorador de flujo M10 a seis de los pozos candidatos, observándose que

en todos los pozos se tienen incrementos de producción, derivado de una eficiente

reducción de la viscosidad del fluido y al mejoramiento de las propiedades del aceite en

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0

2500

5000

7500

10000

12500

Ang 9 Ang 17 Ang 20 Ang 21 Ang 35 Ang 36

Qo acumulado (bl)

Qoi incremental (bpd)

Pozos

Qo

ac

um

ua

ldo

(b

l)

Qo

i in

cre

me

nta

l (b

pd

)

Pozo

Qo (bpd)

estimado

(P-10-P50-

P90)

Qo

(bpd) inicial

Qo (bpd) posterior

DQo

(bpd)Comentarios

1.- Angostura 9 20 30 50 CDO 74 7430/08/11 = Aplicación

de mejorador de flujo

2.- Angostura 17 15 25 40 12 32 2030/12/11= Aplicación


3.- Angostura 20 Tubería Capilar 17 75 58

28/02/12 = Se aplica

mejorador de flujo con

tubería capilar

4.- Angostura 35 20 50 80 58 103 45

04/11/11 = Se efectuó

redisparo y disparo

24/11/11 = Aplicación


5.- Angostura 36 40 65 80 20 103 8326/03/12 = Aplicación


6.- Angostura 21 135 140 145 108 133 2531/03/12 = Aplicación


TOTAL Qo= 215 520 305 TOTAL ∆Qo= 305

comparación a las condiciones iniciales, con base a pruebas de laboratorio realizadas a

muestras de fluidos recuperadas del pozo posterior al tratamiento.

Tabla 13.- Resultados de la aplicación del mejorador de flujo M10

La evaluación de los resultados indicó una eficiencia del sistema M10 en el

mejoramiento de la productividad de los pozos del orden del 61% al 400% de su

producción inicial, mantenimiento de flujo continuo, con un acumulado de producción de

11,084 bl, figura 12, y tiempos de recuperación de inversión de 16 a 30 días en la

mayoría de los casos, siendo económica rentables.

Figura 12.- Producción de aceite vs pozos

50

40

33

29

25

2220

1816

0

10

20

30

40

50

60

25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90

Tie

mp

od

e R

ecup

era

ció

nd

e la

Invers

ión

(TIR

) (d

ías)

ΔQoi (bpd)

Angostura 17

Angostura 9

Angostura 20

Angostura 35

Angostura 36

Angostura 21

Rentabilidad

Evaluación económica

La evaluación económica de los tratamientos aplicados a los pozos del campo

Angostura con el uso del mejorador de flujo se realizó en función del establecimiento de

las siguientes premisas económicas: 1) horizonte económico de 30 días, 2) paridad

cambiaria de $12.76 pesos/dólar y 3) precio del barril de aceite de $90.33 dólares.

Con base a estas premisas económicas se realizó el análisis del tiempo de

recuperación de la inversión de los tratamientos en función al incremento de producción

inicial obtenido después de la aplicación del mejorador de flujo M10, figura 13.

Figura 13.- Incremento de producción inicial vs tiempo recuperación de inversión

De la figura 13, se establece que los tratamientos efectuados cuyos incrementos de

producción estuvieron por encima de los 75 bpd, su tiempo de recuperación de

inversión (VPN>0) se realizó entre 16 días o menos, pozos Angostura 9 y Angostura 36

mientras que incrementos de producción menores a los 35 bpd, el tiempo de

recuperación de inversión se obtiene a más de 50 días, pozos Angostura 17 y

Angostura 21.

En general, la recuperación de inversión de la mayoría de los pozos se obtiene en un

tiempo no mayor a 30 días, siempre y cuando sus gastos de producción se mantengan.

Angostura 9Angostura 36

Angostura 20

Angostura 21

Pro

du

cció

n a

cu

mu

lada

(bl)

Tiempo (días)

Producción acumulada vs Tiempo

Angostura 17

Invadido de agua

Angostura 35

Límite económico

Para corroborar la rentabilidad de los tratamientos aplicados a los pozos del campo

Angostura se realizó un seguimiento y monitoreo de la producción acumulada (Np) por

pozo, a fin de evaluar la efectividad de los tratamientos con respecto al tiempo, figura

14, determinándose que el pago total de la inversión se obtiene cuando se alcanzan

producciones acumuladas (Np) del orden de los 1,045 bl.

Figura 14.- Producción acumulada vs Tiempo

Conclusiones

Con base al análisis de los resultados obtenidos con la aplicación del sistema

mejorador de flujo M10 en pozos del Campo Angostura se concluye lo siguiente:

1. Con la aplicación de la metodología ASIPP (Administración del Sistema Integral

de Productividad de Pozos) empleado por el equipo multidisciplinario de

productividad, permitió seleccionar los pozos candidatos e identificar las causas

de la baja producción producto de: alta viscosidad de los fluidos producidos,

precipitación de depósitos orgánicos y formación de emulsiones estables.

2. El desarrollo y aplicación de la metodología SOMF (Sistema Óptimo de

Mejorador de Flujo) permitió identificar y seleccionar el sistema de mejorador de

flujo a aplicar a los pozos candidatos, en base a las características fisicoquímicas

de los aceites analizados del campo y a la solución de las problemáticas

identificadas.

3. Las pruebas de laboratorio aplicados a los mejoradores de flujo evaluados (base

agua y base aceite), indicaron una mayor eficiencia del sistema M10 en cuanto a

la reducción de la viscosidad, incremento de ºAPI, disolución efectiva de

depósitos orgánicos y rompimiento de emulsiones estables, presentando una

mayor ventaja con los demás sistemas evaluados.

4. Los mejoradores de flujo base agua en contacto con los aceites de los pozos

evaluados generaron fuertes emulsiones estables, difíciles de romper,

requiriéndose de un proceso secundario de separación e incrementando el costo

de tratamiento.

5. El sistema M10 puede ser aplicado en cualquier punto del sistema de producción

(yacimiento, pozo e instalaciones superficiales) y no requiere de un proceso

secundario en superficie, lo cual permite reducir costos adicionales.

6. La aplicación del mejorador de flujo M10 no debe ser menor a una relación 1:1

con respecto a la longitud del intervalo disparado, debido a que su eficiencia

disminuye (pozo Angostura 17).

7. Los tiempos de residencia del sistema M10 en la formación productora no deben

ser menor a 48 horas, a fin de garantizar la efectividad del sistema en contacto

con el aceite.

8. Se recomienda que previo a la aplicación del sistema M10 se efectúe limpieza de

aparejo y de la vecindad en la zona productora mediante el empleo de solventes

aromáticos, a fin de evitar que posibles depósitos orgánicos sean desplazados

hacia la formación durante el bombeo del mejorador de flujo y su eficiencia

dentro de la formación no disminuya.

9. Todos los tratamientos aplicados con el mejorador de flujo presentaron

incrementos de producción del orden de 61% hasta un 400% con respecto a su

producción inicial, obteniendo con ello un incremento puntual de 305 bpd, es

decir, 1.4 veces su producción inicial.

10. De la evaluación económica realizada a los tratamientos de estimulación con el

sistema mejorador de flujo, se definió que para recuperar la inversión total de

cada uno de estos, se debe alcanzar un límite económico de producción

acumulada (Np) de 1,045 bl por pozo, en un lapso mínimo de 30 días.

11. La mayoría de los tratamientos son económicamente rentables, ya que su factor

de recuperación se obtiene de 16 a 30 días. Para los casos de los pozos

Angostura 17 y Angostura 20 no se obtuvieron resultados satisfactorios, debido a

la invasión de agua y a la fuerte declinación del incremento obtenido inicialmente

(29 días).

12. Para mantener la producción de los pozos intervenidos del campo Angostura, se

recomienda aplicar tratamientos cíclicos en periodos de 3 meses, para

restablecer condiciones de producción, así como en algunos casos instalar

tuberías capilares para realizar inyecciones continuas del mejorador de flujo

(caso Angostura 20).

13. Se recomienda que en la terminación de nuevos pozos del campo Angostura se

instalen aparejos de producción con tubería flejada para la inyección continua del

mejorador de flujo, permitiendo con ello la reducción de costos por empleo de

tuberías capilares. La profundidad de estas estará en función al perfil de

viscosidades de pozos correlacionados.

Nomenclatura

V = Volumen de tratamiento (m3),

= Relación entre la circunferencia de un círculo y su diámetro, (3.1416).

h = Espesor de intervalo disparado (m).

Porosidad de la roca productora (fracción).

rd = Radio de penetración (m).

rw = Radio del pozo (m).

Referencias

1.- Edward Hanzlik. “Tecnologías para desarrollar yacimientos de crudo pesado”, 12-09-

2009 in Internacional.

2.- World Petroleum Congresses “Classification an Nomenclature Systems for

Petroleum and Petroleum Reserves”, 1987 Report.

3.- Van Wingen, N.: “Viscosity of Oil, Water, Natural Gas, and Crude Oil at varying

Pressures and Temperatures”, Secondary Recovery of Oil in the United States,

American Petroleum Institute (1950).

4.- Economides, M.J., Brand, C.W., and Frick, T.P.: “Well Configurations in Anisotropic

Reservoirs” SPE Formation Evaluations (December 1996).

5.- Espinoza, M., Quintos, R., Rahme, R., Vazquez, E., Sánchez, R. “Actualización del

Marco Estructural Campo Angostura”, Activo Integral Veracruz, 2004.

6.- Gutierrez-Acosta, T., Arevalo-Villagran, J.A., Asencio-Cendejas, F., de Antuñano-

Muñoz, Y., “Administración Integral de Pozos para Incrementar la Producción de

Hidrocarburos en los Activos: Caso de la Región Sur”, septiembre 2006.

7.- de Antuñano-Muñoz, Y., Terrazas-Velázquez, J, Alejandro-Hernández, J., Arevalo-

Villagran, J.A. “Metodología para la Selección Optima de Mejoradores de Flujo”,

Activo de Producción Veracruz, Junio 2012.

8.- API-RP-42, “Laboratory Testing of Surface Active Agents for Well Stimulation”

9.- ASTM-D-92 “Standard Test Method for Flash and Fire Points by Cleveland Open Cup

Tester”

10.- ASTM-D-285,” Method of Test for Distillation of Crude Petroleum (Withdrawn 1985)”

Agradecimientos

Al equipo de trabajo y soporte técnico conformado por los ingenieros del Activo de

Producción Veracruz, Javier Alejandro Hernández (Cía. Logardí), Anderson Suárez

Camacho (Cía. Schlumberger), así como, a la Lic. Vania Mateos Chávez por su valiosa

participación en la colaboración de este trabajo.

Curriculum

Yuri de Antuñano Muñoz

Autor del artículo

Ingeniero petrolero egresado de la Universidad Nacional Autónoma de México de la carrera de Ingeniería Petrolera, se graduó el 6 de Diciembre de 1985 con el tema de tesis “Bombeo Hidráulico Tipo Pistón”, obteniendo con esta la Mención Honorífica.

Ingresó el 22 de Julio de 1984 al Instituto Mexicano del Petróleo en el Departamento de Desarrollo de Técnicas de Acondicionamiento de pozos de la División de Producción.

De 1995 a mayo del 2005, ocupó el cargo de Coordinador de Proyectos en el Área de Estimulación a Pozos en la Delegación Regional Zona Sur del IMP. Teniendo a su cargo proyectos en las Regiones Sur, Marina Suroeste y Noreste de Petróleos Mexicanos.

En Mayo de 2005 ingresa a Petróleos Mexicanos para formar parte de la Subdirección Técnica de Explotación.

Durante su trayectoria profesional ha presentado diversos trabajos técnicos en la AIPM, IMIQ, ARPEL, COLAPER, INTEVEP e INGEPET, realizados en México, Chile, Venezuela y Perú respectivamente.

Ha recibido diferentes reconocimientos por su sobresaliente actuación para la contribución al desarrollo y prestigio de la industria Petrolera Mexicana.

Experto en estudios y análisis de Pozos para el mejoramiento de la producción, mediante la aplicación de tratamientos de estimulaciones simultáneas no reactivas y reactivas, así como asesoramiento técnico en las áreas de estimulación y cementación a pozos.

Cuenta con los Diplomados en Administración de Negocios de Servicios y en Dirección y Administración de proyectos en el Instituto Tecnológico de Estudios Superiores de Monterrey.

Actualmente trabaja en la Gerencia de Estrategias y Planes de la Subdirección de Gestión de Recursos Técnicos, para la estrategia nacional de productividad de pozos de PEP.

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