Evaluar económicamente la aplicación de los reductores de viscosidad en función de las concentraciones óptimas a inyectarse en el fondo del pozo DB1-01

UNIVERSIDAD DE ORIENTE

NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI

ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO

OPTIMIZACIÓN DEL MANEJO DE CRUDO EXTRAPESADO MEDIANTE LA APLICACIÓN DE REDUCTORES DE VISCOSIDAD INYECTADOS EN EL FONDO DEL POZO PILOTO DB1-01 UBICADO EN EL BLOQUE JUNÍN 6 DE LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO

REALIZADO POR:

Br. Carlos David Rodríguez Rojas

C.I.: 20.422.727

REVISADO Y APROBADO POR:

Simón Ruiz

TUTOR ACADÉMICO FIRMA

Mauricio Viera

TUTOR INDUSTRIAL FIRMA

Barcelona, Enero de 2013

1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

La empresa mixta PETROMIRANDA, S.A., está conformada entre Petróleos de Venezuela (PDVSA); a través de la Corporación Venezolana de Petróleo y el Consorcio Nacional Petrolero de Rusia. Fue creada en marzo de 2010 para la exploración, explotación y procesamiento de crudo, 40 % del capital es ruso y 60 % es venezolano. Está encargada de la explotación del Bloque Junín 6 de la Faja Petrolífera del Orinoco que abarca los estados Anzoátegui y Guárico. Posee un plan de producción temprana acelerada la cual tiene como meta llegar a 50 mil barriles diarios de crudo extrapesado durante el año 2013, a través de un esquema de desarrollo de pozos y mantenerla hasta el 2014, el cual establece la utilización de macollas conformadas por dieciséis (16) pozos horizontales productores completados con bombas de cavidad progresivas y un (1) pozo exploratorio cada una, que permita la obtención de información de parámetros tales como presión y temperatura. En este estudio se tomará como piloto el pozo ZJ6-0003 comúnmente llamado DB1-01 perteneciente a la macolla DB1.

El pozo DB1-01 posee presentemente una producción promedio de 526 BPD con viscosidades muy elevadas desde 4.000 a 7.000 cps por lo que surgen problemas de levantamiento como alto torque, altas cargas en las sartas de cabillas, así como también taponamiento en las unidades de superficie y problemas de bombeo a los máximos límites de presión de descarga, lo que acarrea una disminución de la producción.

Actualmente al pozo en estudio se le inyecta diluente a través del espacio anular entre la tubería de producción y el revestidor por gravedad, con lo cual, aparte de mejorar el manejo del crudo hasta superficie, disminuye la viscosidad del crudo que es manejado por la bomba. El diluente usado es nafta de 47 °API que al ser implementado se crea una mezcla de 16 °API; no obstante, la composición de la nafta ocasiona un desgaste en componentes de la bomba BCP reduciendo su vida útil, lo que lleva a un reemplazo temprano de la misma, ocasionando un mayor gasto a la empresa.

Dada la problemática anteriormente expuesta, el Departamento de Optimización de la empresa mixta PETROMIRANDA, S. A., ha ideado la propuesta para inyectar un aditivo químico que actúe como un agente reductor de viscosidad de crudo extrapesado y sea usado en el fondo del pozo, de manera que se pueda disminuir o eliminar el uso de la nafta como diluente. Para esto se llevará a cabo un conjunto de pruebas de laboratorio con diferentes aditivos reductores que permitan evaluar el efecto de cada uno de estos sobre el crudo en estudio y posteriormente seleccionar mediante sensibilizaciones el que arroje mejores resultados a una concentración óptimas. Finalmente poder evaluar económicamente la aplicación de dichos reductores conociendo los costos de la inversión y la tasa de retorno. Todo esto con el fin de optimizar el manejo del crudo extrapesado producido en el pozo DB1-01 mediante de una disminución de la alta viscosidad y lograr mitigar los efectos colaterales aunados al uso de la nafta.

2. OBJETIVOS

2.1 Objetivo General

Optimizar el manejo de crudo extrapesado mediante la aplicación de reductores de viscosidad inyectados en el fondo del pozo piloto DB1-01 ubicado en el Bloque Junín 6 de la Faja Petrolífera del Orinoco.

2.2 Objetivos Específicos

1. Identificar los problemas operacionales asociados a altos valores de viscosidad presentados en la productividad del pozo DB1-01.

2. Estudiar las características fisicoquímicas del crudo en estudio aplicando las normas estandarizadas ASTM.

3. Seleccionar los reductores más eficientes sobre el mejoramiento de la viscosidad del crudo a través de pruebas de laboratorio.

4. Evaluar económicamente la aplicación de los reductores de viscosidad en función de las concentraciones óptimas a inyectarse en el fondo del pozo DB1-01.

3. RESUMEN DE CONOCIMIENTOS PREVIOS

3.1 ANTECEDENTES

3.1.1 ZANG, J. Realizó un estudio acerca de la efectividad de la inyección de solventes en el pozo luego de la perforación para reducir viscosidad, evitando el empleo de procedimientos mas complicados como métodos térmicos. Llevó a cabo experimentos y pruebas de viscosidad a diferentes temperaturas de mezclas de crudos extrapesados y bitúmenes con tres sustancias (diesel, ligroina y tolueno) usadas como solventes y evaluar el efecto de cada una. A través de estas pruebas el solvente óptimo para la reducción de viscosidad es determinada. Se concluyó que los solventes con mejor efecto desde el punto de vista económico recomendados para la reducción de viscosidad de crudos pesados y extrapesados son ligroina con punto de ebullición entre 60 °C y 90 °C, ligroina con punto de ebullición entre 90 °C y 120 °C y tolueno. Sin embargo, para bitúmenes, a pesar de aumentar el volumen de solvente no se lograron resultados favorables por lo que no son recomendados para este tipo de crudo. [1]

3.1.2 Shuler, P y Tang, Y. Realizó una evaluación de diferentes agentes químicos que pueden reducir dramáticamente la viscosidad aparente de crudos pesados o el espesor de una emulsión. Se enfocó en estudiar diferentes formulaciones surfactantes-demulsificantes que mejoraran la producción de crudos pesados y emulsiones muy viscosas como las que fueron encontradas en California, Canadá y Venezuela. Se prepararon más de 25 formulaciones químicas para ser aplicadas en el fondo del pozo y reducir la viscosidad de fluidos producidos hasta 100-500 cp, lo cual reduce la energía requerida para mover el crudo hacia las facilidades de superficie, mejorando así la productividad del pozo y reduciendo costos por levantamiento. Se concluyó que para ser efectivo el tratamiento de formulaciones

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