Aplicación de un diluyente como reductor de viscosidad para optimizar la producción de los pozos del Well Pad SHSO del campo Shushufindi sur oeste

Abstract

En el Well Pad SHSO se tiene problemas de presurización en el manifold de producción y en líneas de flujo llegando a 240psi, se tiene crudo pesado de ocho pozos productores (Arena “UI” – Bombeo Electro Sumergible), API compuesto de 16° a 2.837 (cP). Los pozos están alineados al colector y distribuidos a las líneas de flujo, desplazando caudales entre los 25.000 BFPD, distancia de 1,5km. La solución es bajar la viscosidad aplicando solventes directamente al sistema colector con inyección continua. Para ello se determina la mejor dilución entre la mezcla y solventes en diferentes porcentajes resultando la mejor opción entre 90% de crudo y 10% con diésel o Jp1. Para este tratamiento se utilizará diésel por disponibilidad inmediata, y al existir las facilidades se ejecutó la inyección continua al manifold y líneas de descarga (85gls/día). De acuerdo a los análisis de PipeSim existen dos escenarios; con presiones de 240psi sin inyección de solvente (2.837 cP) y con 100psi con inyección de solvente (2.682 cP), todo el fluido direccionado a las tres líneas de producción. Se obtiene los resultados del simulador las producciones sin solvente de 2.426 BPPD, y con solvente 2.680 BPPD, en función a la inyección continua de solvente se tienen una ganancia de 268 BPPD.