PROYECTO REGION MARINA

1. PROYECTO
REGION MARINA SUROESTE
Paraíso, Tabasco
Marzo, 2015

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. • 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. • 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

6. 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

7. 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

8. • 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

9. • Aceite pesado
• 17 API
– Asfaltico
• Problemas SAP
– Mayor consumo de HP’s
– Fallas en bombas
– Altos costos asociados

10. • 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

11. 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

12. Pruebas de laboratorio

13. 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

14. 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+

17. 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.