Shell Nigeria presentó un pozo horizontal terrestre, el 59-T que produce desde el yacimiento D3-000C. Este pozo tenía el potencial de producir más de 3000 bbls/d; sin embargo, la acumulación constante de para nas restringió el flujo continuo de crudo y requirió un paro para limpiar y tratar el pozo. Los problemas resultaron en una producción promedio de 570 bbls/d, muy por debajo del potencial del pozo.
La acumulación de parafina estaba ocurriendo aproximadamente a 835 pies de profundidad; idealmente, la herramienta se colocaría a unos 500 pies debajo del inicio de la zona de acumulación de parafinas o hasta 1,300 pies. Para hacer las cosas más complicadas, Shell cambió la línea de ujo e instaló una tubería de epoxi reforzada con fibra de vidrio (GRE). Debido al uso de este tipo de tubería, el Sistema Pc3, conocido anteriormente como el “Silver Hawg”, tuvo que instalarse en el siguiente per l, que era un encamisado deslizable de Baker, ubicado a 6,008 pies. La herramienta se instaló con éxito y el pozo entró nuevamente en servicio, incrementando la producción en 3,155 bbls/d.
Dieciocho meses después de la operación inicial del Sistema Pc3 en el pozo 59-T, se introdujo un cable de acero para evaluar las condiciones del pozo, indicando que estaba prácticamente libre de parafinas, aunque un cortador presentó algo de cera al cortar hasta los 700 pies. Desafortunadamente, Shell Nigeria suspendió operaciones 8 meses después del informe debido a problemas con la comunidad y dejó de operar pozos terrestres en Nigeria.
El éxito del Sistema Pc3 en el pozo Shell 59-T se presenta en un documento completo de investigación denominado «Un enfoque proactivo para predecir y prevenir la deposición de parafinas en las sartas de tuberías de producción: una experiencia en el Delta del Níger». Publicado en el “Journal of Petroleum and Gas Engineering”Vol. 1 (2), pp. 26-36, en Abril de 2010, el cual está disponible previa solicitud.
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