SPE Comahue JORNADAS DE CAMPOS MADUROS DE GAS Alivio de carga liquida en pozos productores de gas por medio de la aplicación de espumantes en fondo de pozo Noviembre de 2015, Neuquén Contenido: Introducción Herramientas de diagnóstico Aplicación de aditivos espumantes como técnica de alivio de carga líquida Herramientas de selección Resultados de aplicaciones en pozos de la cuenca Neuquina Conclusiones Introducción La producción de gas suele estar acompañada de líquidos: agua y condensado Origen Reservorio Condensado Líquidos del pozo: El Agua El agua presente en las corrientes de gas puede tener origen en la condensación desde su propio vapor o puede provenir de acuíferos subterráneos Agua Condensada en A/B >Agua condensada en A'/B Un análisis físico químico puede determinar el posible origen del agua. A A' El agua de condensación se irá incrementando en el tiempo, en la medida que el pozo produzca y que el reservorio se deplete. B En la medida que la presión del reservorio disminuye, las velocidades de flujo se reducen, los regímenes de flujo cambian y la cantidad de líquido se incrementa. V flujo gas < V necesaria para arrastre de líquidos Sentido del flujo de gas Acumulación Burbujas Bolsones Transición Niebla anular Caudal de gas creciente Evolución del flujo en un pozo de gas con producción de líquido Pozo sin flujo Caudal de gas decreciente Comportamiento de los pozos bajo exceso de carga líquida Existen una serie de síntomas característicos y su reconocimiento constituye una herramientas fundamental para el diagnostico de la situación. Producción errática Producción intermitente Análisis de la tasa de declinación Gradientes de presión y presencia de líquidos Cese de producción de líquidos Producción errática Presencia de líquidos en la carta de producción Producción intermitente Presiones vs. estado de carga Presión [psi] Comportamiento cíclico 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 Presión de boca de pozo (Pwh) Presión de fondo de pozo (Pwf) Estado 1 Presión de Boca de pozo Período: 32 horas Valor máximo del ciclo Presión de Entre Columna Presión de fondo Valor mínimo del ciclo Estado 2 Estado 3 Análisis de la tasa de declinación Historia de producción y tendencia de declinación Curva de Declinación caudal de gas [Sm3 /d] 140000 120000 100000 80000 60000 40000 Límite económico de la explotación 20000 0 Tiempo Declinación Declinación real Nueva curva de declinación Gradiente de presión Presencia de líquido indicada en el gradiente de presión Gradiente de presiones Presión [psi] 0 200 400 600 800 1000 0 200 400 600 Nivel de líquido 800 1000 1200 0.00 0.50 1.00 Presión Densidad aparente Densidad [gr/cm3 ] 1.50 Herramientas de diagnostico: Concepto de velocidad critica Sí la velocidad del gas dentro de la tubería de profundidad es suficientemente elevada, la corriente es capaz de transportar líquidos hacia la superficie en forma de pequeñas gotas dispersas. Existe un valor de velocidad del gas “critico”, el cual define la frontera entre la ocurrencia o no del proceso de acumulación de líquidos dentro de la instalación de profundidad del pozo. Definición: “velocidad crítica” es la velocidad del gas en un flujo vertical, por debajo de la cual, las gotas de un líquido presente en la corriente caen en contra corriente Velocidad crítica El modelo de transporte de gotas de líquido, plantea el equilibrio entre las fuerzas que actúan en una gota esférica de líquido sujeta a la acción de una corriente vertical de gas. FG = ρl = ρG = d = fuerza debida a la gravedad densidad del líquido densidad del gas diámetro de la gota FD = CD = AD = VG = Vd = fuerza debida al arrastre coeficiente de arrastre sección transversal de la gota velocidad del gas velocidad de la gota FD 1 G C D AD VG Vd 2 2 y FD x Velocidad del Gas (Vg ) FG FG g l G d 3 / 6 Evaluación de velocidades críticas La evaluación de la condición de operación en algún punto de la instalación del pozo productor de gas: Vgas > Vcrítica → La corriente transporta líquido Vgas < Vcrítica → Zona de Acumulación de líquido El cálculo de los perfiles de velocidad de flujo de gas y de velocidades críticas a lo largo de toda la instalación del pozo, permite determinar la existencia de zonas en las que la velocidad de flujo de gas esté por debajo de la velocidad crítica. Modelos de velocidad crítica Turner's Equation: vgc = 1.912[σ1/4(ρl - ρg)1/4] /[(ρg)1/2]; ...assumed Cd=0.44 Coleman's Equation: vgc = 1.593[σ1/4(ρl - ρg)1/4] /[(ρg)1/2]; ...assumed Cd=0.44 Nosseir's Equation-I (Transition flow regime): vgc = 0.5092[σ0.35(ρl - ρg)0.21] /[(μg)0.134(ρg)0.426]; Nosseir's Equation-II (Highly turbulent flow regime): vgc = 1.938[σ1/4(ρl - ρg)1/4] /[(ρg)1/2]; ...assumed Cd=0.2 Li's Equation: vgc = 0.724[σ1/4(ρl - ρg)1/4] /[(ρg)1/2]; ...assumed Cd=1.0 Perfiles de velocidades (VG y VC) Presión del Reservorio: Pws [psi] Técnicas y métodos para la remoción de líquidos Evaluar el flujo en surgencia natural Utilizar el análisis nodal para evaluar el diámetro de tubería a utilizar, considerando la fricción y efectos futuros de carga de líquido Pws>1500 Considerar la posibilidad de utilizar tuberías enrollables Evaluar la presión del sistema de superficie y buscar los valores más bajos para maximizar la producción Considerar el flujo por anular o la combinación de directa y anular para reducir los efectos de la fricción (pozos sin packer) Utilizando diámetros de tuberías apropiados y bajas presiones de superficie, estos pozos pueden producir a caudales superiores a los críticos Sistemas de superficie de baja presión 500<Pws<1500 Producción intermitente con cierres para recuperación de presión Sistemas de Plunger lift Pistoneo con equipo de cable o alambre Venteo (ambientalmente inaceptable) Agentes espumantes (GOR: 1000-8000 scf/bbl) Bombeo mecánico o hidráulico Producción intermitente con cierres para recuperación de presión Pws<150 Plunger lift Sistemas de baja presión de superficie Sistemas de gas lift Pistoneo con equipo de cable o alambre Agentes espumantes (GOR: 1000-8000 scf/bbl) Aplicación de agentes espumantes utilizando el sistema de capilar Es una técnica destinada a evitar el exceso de carga liquida en pozos productores de gas y combina el uso de dos tecnologías: Moléculas surfactantes adsorbidas en la superficie I. Aditivos químicos espumantes, capaces de espumar los líquidos presentes en el pozo. II. La tecnología de aplicación por medio de la instalación de tubos capilares dentro de la tubería de directa de los pozos. Película líquida de la burbuja El espumamiento de los líquidos facilita su transporte hacia la superficie, por parte de la misma corriente de flujo. La corriente de flujo experimenta una disminución de la densidad de la mezcla y una reducción del deslizamiento de la corriente de gas sobre la fase de líquido “gas slippage”. Gradiente de presiones de flujo [psi/ft] La espuma como medio para la extracción de líquidos Flujo vertical en régimen permanente, Agua/aire, conducto de 2" Agua Espuma Velocidad superficial de gas [ft/s] Como resultado se obtiene una reducción en el gradiente de presiones del flujo vertical multifásico. En términos de velocidades críticas, la espuma reduce el valor crítico de velocidad de flujo de gas, debido a un efecto combinado de disminución de la densidad de la gota y de la tensión superficial del líquido espumado. Vgas < Vcrítica Vgas > Vcrítica espumado Espumabilidad de los fluidos del pozo: Aguas y Condensado En pozos de gas que producen conjuntamente agua e hidrocarburo condensado, la espuma se forma principalmente con la fase agua, mientras que el hidrocarburo permanece emulsionado en la fase líquida continua. La espuma de agua y gas generada permite el arrastre de hidrocarburos líquidos. En la práctica es posible espumar mezclas de agua e hidrocarburo compuestas por hasta un 90% de hidrocarburo líquido. Cuando la salinidad del agua es alta, la calidad de la espuma de una mezcla de agua e hidrocarburo líquido decrece más rápidamente. Aplicación de espumantes para el alivio de carga liquida Necesidad de tratamiento Técnicas de aplicación Selección del tratamiento Material Instalación Profundidad Espumante Dosificación Técnicas de Aplicación Dosificación continua a fondo de pozo Variantes en la aplicación Batch (desde superficie) Espumantes sólidos (Velas) Selección del material Ingreso de datos (Salinidad, PH, T°, H2S) Aplicación de espumantes para el alivio de carga liquida Necesidad de tratamiento Técnicas de aplicación Selección del tratamiento Material Instalación Profundidad Espumante Dosificación Guía de capilar T ubo capilar Instalación Equipo de dosificación neumático Colgador Empaquetadura Regulador de alta presión Línea de gas instrumento Separador de gas instrumento T ubo capilar Dentro de la cañería de producción o en el exterior (zunchado) Conjunto de fondo: Barra de peso y boquilla de dosificación con válvula de retención Línea de conducción Instalación: Dentro de la cañería de producción Cabeza de Inyección Hidrogrúa Guía Capilar Spool Motor Diesel y Bombas Hidráulicas Tanque de Fluido Tanque de Gas Oil Hidráulico Pack Off Cabina de Comando Bomba Triplex Tanques de Producto Químico Instalación: Fondo y Superficie Centralizador recubierto en polímero Conector Boquilla de dosificación para agente espumante con válvula de retención Barra de peso Boquilla de dosificación para agente espumante Vaina porta sensores Producto y dosificación Muestras Datos de producción Análisis de fluidos Ensayos de selección Calidad espuma Estabilidad Vida media Ensayos de compatibilidad con capilar Ensayos de estabilidad HPHT Producto seleccionado y dosis de referencia Producto y dosificación Ensayos de selección Calidad espuma Estabilidad Vida media Producto y dosificación Producto y dosificación Ensayos de compatibilidad con capilar Ensayos de estabilidad HPHT Aplicación de espumantes para el alivio de carga liquida Necesidad de tratamiento Técnicas de aplicación Selección del tratamiento Material Instalación Profundidad Espumante Dosificación Profundidad EXPERIENCIA/ENSAYO DE POZO Características de la producción (PLT, gradientes) Características de la instalación (cuplas) Profundidad inicial Velocidad crítica Resultado de aplicación: pozo de la cuenca Neuquina Velocidad del Gas [m/s] 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Profundidad [m] 10 0 200 200 400 400 600 600 800 800 1000 1000 1200 1200 1400 1400 1600 1600 1800 1800 2000 0,000 50,000 100,000 150,000 200,000 Diámetro interior del conducto ID [mm] Velocidad del Gas Turner Coleman Li Nosseir II Production String ID 2000 250,000 Profundidad [m] 0 0 Resultado de aplicación: pozo de la cuenca Neuquina Estimación Velocidad del Gas Espumado [m/s] 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Profundidad [m] 10 0 200 200 400 400 600 600 800 800 1000 1000 1200 1200 1400 1400 1600 1600 1800 1800 2000 0,000 50,000 100,000 150,000 200,000 Diámetro interior del conducto ID [mm] Velocidad del Gas Turner Coleman Li Nosseir II Production String ID 2000 250,000 Profundidad [m] 0 0 10 6000 23-oct-15 23-sep-15 24-ago-15 25-jul-15 25-jun-15 26-may-15 26-abr-15 27-mar-15 25-feb-15 26-ene-15 27-dic-14 27-nov-14 28-oct-14 28-sep-14 29-ago-14 30-jul-14 30-jun-14 31-may-14 01-may-14 01-abr-14 02-mar-14 31-ene-14 01-ene-14 02-dic-13 Inicio de Tratamiento Qliquido Qgas 0 0 20 12000 14 12 8 4000 6 2000 4 2 Caudal de líquido [m3/d] 8000 Caudal de Gas [Sm3/d] Resultado de aplicación: pozo de la cuenca Neuquina Historial de porducción 18 10000 16 Conclusiones: Fenómeno de carga líquida Todos los pozos de gas que producen líquidos, experimentarán exceso de carga debido a la acumulación de líquidos en su interior. El comportamiento de los pozos y la evaluación de velocidades críticas, constituyen herramientas para el diagnóstico de la situación. La condición de velocidad crítica por si sola no suficiente para el diagnostico de carga líquida. Conclusiones: Tecnología capilar y aplicación de aditivos espumantes La técnica optimiza la producción, aliviando el exceso de carga producido por los líquidos. La tecnología de tubos capilares optimiza la aplicación de aditivos químicos, sin la necesidad de cerrar el pozo, pudiendo instalar y remover el sistema con facilidad. Las operaciones priorizan la seguridad de las personas y el cuidado del medio ambiente. Los sistemas instalados han demostrado ser confiables y seguros. La técnica es aún aplicable cuando la velocidad no supere la crítica espumada. Conclusiones: Tecnología capilar y aplicación de aditivos espumantes Los resultados de las aplicaciones han sido considerados beneficiosos tanto técnica como económicamente, consolidando a esta tecnología como una alternativa válida para el alivio de carga líquida en pozos productores de gas.