Nov 04, 2024
Descifrado el código de la parafina
ConocoPhillips eliminó los problemas de parafina que plagaban sus pozos de Eagle Ford utilizando datos de la composición del gas para identificar dónde es probable que se formen parafinas.
Jennifer Pallachin/SPE
Jesus Contreras, Eagle Ford production engineer for ConocoPhillips.
Las parafinas habían sido un problema durante mucho tiempo en el área de Eagle Ford. ConocoPhillips decidió en el 2010, construir instalaciones en cada pozo que fueran independientes desde el punto de vista de la separación y el procesamiento de fluidos y también equipó las instalaciones más allá de los estándares de la industria.
Esas decisiones ayudaron a descubrir que la composición del gas podría correlacionarse con la producción de parafina, tal como se expone en el SPE 220746, presentado en SPE’s Annual Technical Conference and Exhibition (ATCE) en New Orleans.
Jesús Contreras, ingeniero venezolano de producción de Eagle Ford para ConocoPhillips, presentó un trabajo técnico durante la ATCE donde dice que la empresa había probado varios métodos tradicionales, incluidos inhibidores químicos y raspado mecánico, para eliminar las parafinas, que causaban pérdidas de producción significativas.
A partir del 2016, ConocoPhillips creó un modelo gráfico que rastreaba las conexiones entre los activos y desarrolló un plan para todo el campo para la inyección de productos químicos a nivel de la plataforma del pozo para mitigar posibles tapones en todo el sistema de recolección.
Jesús expresó que el enfoque basado en sistemas que proporcionaron aprendizajes, pero no lograron resolver el problema más grande.
En el 2020, el equipo cambió su enfoque y creó un algoritmo de raspado, que era esencialmente un modelo hidráulico que podía responder si se podía lanzar un raspador, determinar su tiempo de viaje entre dos puntos e indicar dónde terminaría. Según el documento, el objetivo era evitar la pérdida de raspadores en las tuberías debido a la complejidad del sistema de recolección.
Pero, dijo Jesús, el problema era más básico. “El problema no es un sistema hidráulico. El problema no es una tubería. El problema son los pozos, que estaban produciendo parafinas. Así que, tratemos de encontrar ¿Quiénes son los malos? ¿Dónde están ubicados? ¿Y qué se puede hacer para tratar de resolver el problema?”
ConocoPhillips comparó la presión de la línea de flujo y la presión del separador de baja presión y determinó que en los pozos que producen parafina, la presión divergente de la línea de flujo indicaba una acumulación de parafina (Fig. 1), según se explica en el artículo coescrito por Contreras, Javier Vasquez, Trey Harton y Prapul Garikipati.
Fig. 1— Identificación de la acumulación de parafina en la superficie en función de los datos de presión de la línea de flujo y del separador de baja presión.
El equipo que estudió el problema validó la huella de producción de parafina a lo largo de 3 meses, probando más de 50 pozos, la cual tuvo una eficiencia del 98 % para identificar problemas relacionados con la parafina.
El equipo también identificó dónde se encontraban los bloqueos de parafina en la superficie del sitio del pozo.
Fig. 2— Configuración típica de la superficie del pozo. Las líneas rojas indican dónde se encontró parafina.
El método fue eficaz para identificar parafina en “pozos relativamente agotados con bajas temperaturas, condiciones que permiten que la parafina se precipite como un sólido”, se afirma en el artículo.
Eso dejó el problema de detectar parafinas en situaciones con temperaturas y caudales más altos que las mantenían en suspensión.
Jesús Contreras expuso que en el 2020, un proyecto no relacionado proporcionó un medio para resolver ese problema. En el transcurso de una década, ConocoPhillips recolectó 65.000 muestras de gas de Eagle Ford para fines de regalías, lo que impulsó al equipo de ingeniería de producción a considerar correlacionar la producción de parafina con la composición del gas de los pozos, según se dice en el artículo.
“La gente olvida que Eagle Ford es un depósito de condensado de gas”, dijo Contreras.
Correlacionar la producción de parafina y la composición del gas resultó ser “un avance asombroso”, agregó.
El equipo estrenó un algoritmo de aprendizaje automático en pozos productores de parafina con una composición de gas conocida junto con pozos sin problemas de parafina, pero con una composición de gas conocida y también depuró los datos excluyendo los pozos que utilizaban levantamiento artificial, lo que garantizaba que el gas de elevación no interfiriera con el análisis.
Según el documento, el modelo resultante generó una probabilidad por pozo que establecía la probabilidad de que el pozo produjera parafina, independientemente de la temperatura o el caudal. Contreras lo llamó el “índice de riesgo de parafina” y dijo que más de 1.900 pozos en Eagle Ford han sido categorizados en función de su riesgo de producir parafinas, con clasificaciones de riesgo alto, medio o bajo.
Por primera vez, ConocoPhillips tenía una comprensión integral de cuáles pozos tenían probabilidades de producir parafina en función de la composición del gas, pero la empresa aún tenía trabajo por hacer: tenía que crear procesos operativos que “optimizaran la mano de obra, redujeran el consumo de productos químicos y abordaran sistemáticamente los tapones de parafina en el sistema de recolección”.
El equipo de ConocoPhillips vinculó los resultados del índice de riesgo de parafina con el modelo hidráulico y visualizó la información en un modelo del sistema de recolección (Fig. 3), lo que, según el documento, permitió al operador “tratar la probabilidad de producción de parafina como si fuera una concentración regular de una impureza dentro del sistema”.
Fig. 3—I Los datos integrados, incluidos los resultados del aprendizaje automático y los cálculos hidráulicos, muestran la probabilidad de problemas de parafina a través del sistema de recolección, donde los segmentos morados tienen la probabilidad más alta y los segmentos verdes tienen la probabilidad más baja.
Al combinar la limpieza de la superficie y el aprendizaje automático, ConocoPhillips afirmó que pudo reducir las operaciones de raspado en un 25 % y disminuir las pérdidas operativas en Eagle Ford y sostiene que el resultado es equivalente al ciclo de vida acumulativo de un pozo en Eagle Ford por año. Además, la empresa afirmó que su sistema de recolección Eagle Ford ha estado libre de tapones de parafina desde el 2019.
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By Jennifer Pallanich / JPT
For Further Reading
SPE 220746 Paraffin Production in Eagle Ford: Learning, Applying, and Executing Out-of-Box Strategies for Living With This Challenging Issue by J.D. Contreras, J.R. Vasquez, T.W. Harton, and P. Garikipati, ConocoPhillips.
