Alivio de carga liquida en pozos productores de gas por medio de la

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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.
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