Nakasawa Resources ha presentado sus más recientes innovaciones tecnológicas, los sistemas, Super Matroid Heater™ (SMH) y Super Matroid Cyclone™ (SMC). Ambos sistemas tienen como propósito optimizar la producción de petróleo en pozos existentes, ofreciendo a las empresas petroleras una oportunidad para garantizar mayor rentabilidad, y al mismo tiempo reducir el impacto ambiental que supone el uso de otras tecnologías convencionales.
“En Nakasawa, sabemos que la eficiencia y la optimización son la clave para satisfacer las necesidades globales del sector petrolero y más durante estos tiempos de incertidumbre”, expresó José Wilfredo Molina, presidente y fundador de Nakasawa Resources.
El SMH y SMC son soluciones que permiten tener mayor eficiencia térmica para mejorar la calidad de vapor en superficie y a nivel de yacimiento resultando en un incremento en la productividad de los pozos inyectados. Al optimizar la recuperación, los sistemas logran minimizar el impacto ambiental y reducir el volumen de agua tratada. Además, estos no generan desechos o efluentes que puedan dañar el ecosistema o medio ambiente donde se ejecuten las operaciones de inyección de vapor.
Sistemas innovadores que prometen mayor recuperación
El SMH es un sistema completo, dedicado a generar e inyectar alta calidad de vapor en el pozo petrolero. Cuenta con una tecnología avanzada que incentiva la producción de más petróleo, disminuye gastos y tiempo de operación mediante un proceso más sostenible y rentable.
Por el otro lado, el SMC es una solución disponible para aquellas compañías que ya cuentan con un OTSG convencional y buscan potenciar su productividad. Esta tecnología es adaptable a cualquier OTSG convencional, y garantiza los mismos resultados y capacidades del SMH.
Ambas tecnologías reducen la concentración de gases de efecto invernadero, incentivan la producción de más petróleo a través de un proceso que genera los siguientes beneficios:
- un vapor con más del 95% de calidad
- un 12% menos de consumo de agua y gas combustible
- incremento de la producción de petróleo en un 315%, en los pozos trabajados y área aplicada
- ahorros de hasta un 25% en costos operacionales
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