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