prevención de la formación de hidratos de gas durante las

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PREVENCIÓN DE LA FORMACIÓN DE HIDRATOS DE GAS DURANTE LAS
OPERACIONES DE PERFORACIÓN DE POZOS. UCV
Carrizalez M, Milanyer. Tutor Académico: Edgar Parra. Trabajo Especial de Grado,
Caracas. Universidad Central de Venezuela, Facultad de Ingeniería, Escuela de
Ingeniería de Petróleo. Año 2005, 180 paginas.
Resumen
Los hidratos de gas natural son una preocupación para las compañías de
petróleo y gas, en cualquier lugar donde el agua y el gas entren en contacto a una
apropiada presión y temperatura, porque se pueden combinar y formar compuestos
sólidos. Durante las operaciones de perforación estos hidratos pueden formar un
tapón obstruyendo los estranguladores y/o las líneas de cierre (kill lines), u
obstruyendo la abertura o cierre de los Preventores de Reventones (BOP), o sellar el
anular del pozo e inmovilizar la sarta de perforación1 además el agua necesaria para
la formación de los hidratos generalmente la provee el lodo de perforación, causando
un severo deterioro de sus propiedades reológicas2. La formación de hidratos es
observada más frecuentemente durante la perforación y construcción de pozos, en
pozos de gas localizados en campos Costa Afuera (aguas profundas)3. Por ello, el
presente trabajo consistió en la selección y adaptación de un método de predicción
de formación de hidratos, que permita analizar sus riesgos y que aplique
específicamente a las condiciones imperantes durante las operaciones de
perforación Costa Afuera. A través del desarrollo de un programa de computadora
llamado HID.bas, que maneja un método muy sencillo y de fácil adaptación, que
establece como idea fundamental para el algoritmo de calculo que la ocurrencia de
los hidratos de gas en la naturaleza esta controlada principalmente por la
interrelación de los factores: Presión, Temperatura y Composición.
Diseñando así una nueva herramienta de consulta y estudio para promover el
conocimiento de los hidratos de gas. El programa elaborado HID.bas vincula las
características de un sistema de perforación en el contexto de la formación de
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hidratos, para identificar las zonas con peligro de formación de hidratos, a fin de
establecer la planificación de los tratamientos de inhibición y planes de contingencia
para el control de pozos en caso de una potencial formación de hidratos. El programa
representa una innovadora herramienta de consulta y estudio, que contribuirá a
mejorar la comprensión del problema implícito en los hidratos de gas durante la
perforación Costa Afuera.
Introducción
Se define como hidrato a todo compuesto sólido y cristalino (clatratos), de
apariencia similar al hielo, formado a partir del agua y pequeñas moléculas de gas4.
Los hidratos de gas han sido estudiados por la industria del petróleo por más de 60
años, pero hasta ahora, la mayoría de las investigaciones han estado dirigidas a los
problemas de transporte de petróleo, prevención y remoción de tapones de hidratos
en las líneas de transmisión.
En años recientes, la industria del petróleo y el gas natural, ha continuado su
expansión en la exploración y perforación de áreas en aguas profundas (Costa
Afuera) en todas partes del mundo. Las perforaciones en aguas profundas, están
caracterizadas por condiciones extremas donde temperaturas de 30 °F (-1 °C) y
presiones alrededor de los 5800 psi (400 bar) no son difíciles de encontrar; además
de poca consolidación en la superficie de la formación, estrechez de la ventana de
peso del lodo, zonas de gas poco profundas, entre otros. Lo que implica que las
compañías operadoras y de servicios se enfrenten a desafíos técnicos cada vez más
complejos y condiciones propicias para la formación de hidratos.
Los operadores de perforaciones Costa Afuera están conscientes de este
problema y algunas soluciones operacionales y formulaciones de lodos de
perforación han sido propuestas y aplicadas, utilizando lodos de perforación (WBM o
OBM) con inhibidores de la formación de hidratos. El metanol y el etilen-glicol son
los compuestos frecuentemente añadidos para inhibir aunque tienen limitadas
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aplicaciones como aditivos del lodo por razones ambientales y de seguridad.
Por
ello las sales como el cloruro de sodio, cloruro de potasio, cloruro de calcio, entre
otras; son los aditivos corrientemente utilizados para inhibir la formación de hidratos
en los lodos de perforación5.
El propósito del presente trabajo, es desarrollar una herramienta de consulta que
ayude a identificar zonas con posibilidades de formación de hidratos en sistemas de
perforación de pozos Costa Afuera, teniendo como datos: profundidad de agua,
profundidad del pozo,
gradientes geotérmicos, densidad del lodo de perforación
utilizado y gravedad del gas; con el fin
de combinar curvas de Estabilidad de
Hidratos con el sistema hoyo-lodo-formación. Dicha herramienta está programada
en Visual Basic 6.0 de manera de tener un método de prevención de formación de
hidratos automatizado y de fácil aplicación. Que además cuenta con un modulo de
inhibición química para el caso de que la formación de hidratos en el pozo fuese
posible. A fin de prevenir los problemas que ocasionarían estos compuestos y tomar
las medidas de seguridad necesarias.
A pesar del peligroso potencial de formación de hidratos en las operaciones de
perforaciones Costa Afuera, muy pocos datos han sido publicados acerca de la
formación de hidratos de gas en lodos de perforación y es muy difícil encontrar
literatura y referencias técnicas que describan caso reales de campo. De acuerdo
con Barker & Gomez en todas las operaciones de perforación debería ser evaluado y
analizado el riesgo de la formación de hidratos, considerando todos los periodos de
cambios de tuberías y/o mechas.3
Una de las principales dificultades para estimar las condiciones de formación de
hidratos, es la selección del método más apropiado para estimar la pareja P-T que
determinara si habrá o no formación de hidratos durante las operaciones de
perforación. Sin lugar a dudas el mejor método para determinar las condiciones de
formación de hidratos es medir experimentalmente la temperatura y la presión de
formación para una composición de gas natural de interés. Pero dado el infinito
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numero de condiciones para los cuales las medidas son necesarias se han
propuestos varios métodos de predicción (gráficos y/o analíticos).
El método de predicción de formación de hidratos seleccionado para aplicar en el
presente trabajo fue el método de la gravedad del gas de Katz6, que se agrupa
dentro de los métodos de cálculos manuales y cuya principal ventaja es su
simplicidad porque solo consta de un gráfico donde por lectura directa se puede
obtener las condiciones P-T de formación para un gas determinado e incluso para
una mezcla de gases multicomponentes4.
Procedimiento
Con el fin de programar la mejor correlación para este método, primero se
procedió a comparar varias correlaciones extensamente utilizadas en la industria del
gas para estimar las condiciones de formación de hidratos con datos experimentales
recopilados de la literatura,
las correlaciones estudiadas fueron: Berge, Motiee,
Hammerschmidt y Makogon. Todas aplicadas al método de la gravedad del gas de
Katz.
Luego se consideraron durante el desarrollo del programa HID.bas varias
suposiciones, para que el modelo matemático aplicado en el diseño del programa
fuera valido y los resultados a obtener reproduzcan con la mayor fidelidad posible los
resultados experimentales que se deben obtener en cada caso. Entre estas
suposiciones tenemos: (a) Por simplicidad se asume que los pozos perforados son
verticales, (b) Las mezclas de gases no contienen sulfuro de hidrógeno (H2S) o su
porcentaje es tan bajo que se considera despreciable, (c) Los componentes del gas
más pesados que el n-butano no se incluyen en el análisis, (d) Se asume un
gradiente de presión hidrostático en la formación igual a 0.45 psi/ft y en el agua de
mar de 0.433 psi/ft, (e) No se consideran temperaturas de formación de hidratos
menores al punto de solidificación del agua (32°F) y (f) en este trabajo se desconoce
el efecto real de la composición del lodo de perforación en las condiciones de
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formación de hidratos, por lo que los resultados son sólo una aproximación de las
condiciones P-T de formación de hidratos y como tal deben ser utilizados.
En la Figura 1, se muestra el diagrama de flujo del programa HID.bas. El
programa HID.bas esta estructurado en varias pantallas con formularios para
introducir los datos, en primer lugar una pantalla da la bienvenida a la pantalla
principal como se observa en la Figura 2, desde donde se abren otras pantallas
auxiliares identificadas en las Figuras 2.1, 2.2 y 2.3. Como se puede observar los
datos requeridos son: Profundidad de agua, Profundidad del pozo, Variación de
temperatura con respecto a la profundidad tanto para el agua como para el pozo (los
datos cargados por defecto en el programa corresponden a datos Costa Afuera en
Venezuela, zona noreste), Densidad del lodo de perforación, Temperatura de
ascenso del lodo, Composición del gas o su gravedad especifica.
Figura 1. Diagrama de flujo del Programa HID.bas
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Figura 2. Pantalla entorno de HID.bas
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Figura 2.a. Ventana para Variación de la Temperatura del Agua con respecto a la
Profundidad.
Figura 2.b. Ventana para Gradiente geotérmico de la Formación.
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Figura 2.c. Ventana para Variación de la Temperatura de Ascenso del Lodo
El programa ofrece al usuario el uso de diferentes sistemas de unidades para que
introduzca los datos de profundidades, temperaturas y densidad. Una vez que el
usuario ha introducido los datos y estos hayan sido validados por el programa
entonces al presionar la barra identificada como Calcular Formación Hidratos de
Gas, el programa calcula y genera una pantalla de respuesta como la que se
muestra en la Figura 3, donde se visualizan las Curvas de Formación de Hidratos
(aplicando la correlación o correlaciones que correspondan según la gravedad del
gas), Gradiente Geotérmico y Ascenso del Lodo en el sistema ProfundidadTemperatura además en la parte superior esta la opción para mostrar solamente la
Curva de Formación de Hidratos para ese gas en un sistema Presión-Temperatura, y
en el caso de una posible formación de hidratos se genera en la pantalla un mensaje
de advertencia y se habilita el botón de inhibición, donde el usuario puede según el
caso seleccionar el inhibidor a aplicar y la respuesta es dada en porcentaje en peso
de dicho inhibidor.
Figura 3. Pantalla respuesta del programa HID.bas.
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Resultados y Discusiones
En Venezuela se llevo a cabo un estudio de Estabilidad de Hidratos aplicado al
Proyecto Mariscal Sucre específicamente para Gas Natural Licuado cuyas siglas son
(MSLNG), cuatro yacimientos fueron seleccionados para dicho estudio. En cuanto a
las condiciones de los yacimientos y sus datas PVT tenemos que:
Tabla 1. Datos PVT de cada yacimiento.
Campo Campo Campo Campo
A
B
C
D
Temperatura
yacimiento (°F)
Presión de Fondo
(psi)
Saturación de agua
(bbls/MMscf)
182
167
156
149
3909
3999
4099
4169
0.54
0.34
0.27
0.23
Tabla 2. Gravedades del Gas, de cada yacimiento.
Gravedad del
Gas
Campo A
Campo B
Campo C
Campo D
0.80
0.567
0.56
0.552
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Sobre cada uno de los fluidos de estos yacimientos fue realizado el estudio de
formación de hidratos aplicando el programa diseñado HID.bas, y para medir su
dispersión han sido comparados los resultados obtenidos con un software comercial
aplicado por una importante compañía petrolera para el estudio de hidratos en el
MSLNG.
En la Gráfica 1, se muestra la comparación entre las Curvas de Equilibrio
obtenidas a partir del programa de predicción de formación de Hidratos consultado y
el programa propuesto en este trabajo HID.bas. Se puede observar en la Gráfica 1, la
similitud entre estas Curvas de Equilibrio de Hidratos (calculadas por el software
consultado) para los campos B, C y D, esta similitud radica en que las gravedades
específicas de estos tres fluidos es muy parecida una a la otra, como se puede ver
en la Tabla 2.
Mientras que la Curva de Equilibrio para el yacimiento A, se aleja del resto; y se
observa que la zona de estabilidad de Hidratos para este fluido es mucho más amplia
que para el resto de los fluidos, debido a las altas concentraciones de formadores de
hidratos. Lo que implica que a las presiones dadas los hidratos del fluido del Campo
A, comienzan a cristalizar a temperaturas mucho más altas que los otros tres fluidos.
Por ejemplo, a la presión de 2500 psi, los hidratos podrían comenzar a formarse a
temperaturas por debajo de 74°F en el fluido del Campo A, pero para los otros tres
yacimientos los hidratos comienzan a formarse a temperaturas menores de 64°F.
Gráfica 1. Comparación Curvas de Equilibrio para los yacimientos estudiados.
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5000
Campo A*
Campo A
4000
Campo B*
Campo B
PRESIÓN (psi)
Campo C*
Campo C
3000
Campo D*
Campo D
2000
1000
0
30
40
50
60
TEMPERATURA (°F)
70
80
Nota: Líneas continúas (*) Curvas de Equilibrio de Hidratos calculadas por el
software consultado (según las especificaciones del software comercial su
incertidumbre es ±1°F) y Líneas punteadas Curvas de Equilibrio de Hidratos
calculadas por HID.bas.
Comparando las curvas en la Gráfica 1, tenemos que para los yacimientos A y C,
las curvas calculadas por ambos programas coinciden muy bien con diferencias de
1°F aproximadamente. Pero para el fluido del Campo A se observa una pequeña
desviación para presiones entre 750 y 1500 psi, porque el programa HID.bas calcula
temperaturas de formación menores a los calculados por el software consultado a
estas presiones. La Curva de Equilibrio de Hidratos para el yacimiento D, calculada
por el programa HID.bas para las presiones dadas, estima temperaturas de inicio de
formación de hidratos menores que el software consultado con una diferencia de 2°F
hasta 2000psi a partir de donde comienzan a coincidir las curvas. Por último para el
Campo B, se puede ver que a presiones mayores de 1500 psi el programa propuesto
HID.bas calcula temperaturas de formación de hidratos mayores (≈2°F) que el
programa consultado a las mismas presiones.
Dos
pozos
en
aguas
profundas,
en
áreas
extensamente
separadas
geográficamente han experimentado la formación de hidratos de gas durante las
operaciones de perforación, Baker & Gómez, describen los problemas que la
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formación de hidratos causaron en estos pozos produciendo grandes retrasos y
costosos procedimientos especiales de remediación3. Estos datos fueron cargados
en el programa HID.bas y los resultados se muestran a continuación:
Caso I. Costa Oeste EEUU
Profundidad del agua=1150 pies
Profundidad perforada= 7500 pies
Densidad del lodo 14.2 lb/gal
Entrada del lodo de perforación a condiciones estándar (60°F, 14.7 psi)
Baker & Gomez en su reporte no mencionan cual fue la composición del gas que
se encontraba en esta zona, pero es de suponerse que entraron en la región de
formación de hidratos para ese gas.
Gráfica 2. Curva de Equilibrio de Hidratos, Gravedad del gas 0.91 HID.bas
7000
PRESIÓN (psi)
6000
Makogon
Motiee
5000
4000
3000
2000
1000
0
0
20
40
60
80
100
TEMPERATURA(°F)
Gráfica 3. Condiciones de Formación de Hidratos, Gravedad del gas 0.91.
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En la Gráfica 2, se muestran las curvas de Equilibrio de Hidratos para un gas con
gravedad 0.91, obtenidas a partir de la aplicación del programa HID.bas, donde se
puede observar que el rango de mayor probabilidad de formación de hidratos para
esta composición esta entre 65 y 85 °F, y se requieren en el sistema presiones entre
1000 y 6000 psi.
En la Gráfica 3 se observa una zona de alta probabilidad de formación de hidratos
no sólo dentro del pozo, sino también en el sistema poroso de la formación, debido a
que la temperatura del agua de mar en la línea de lodo fue de 45 °F. Entre 1000 y
3000 pies (área sombreada en amarillo en la Gráfica 3) porque la Curva del
Gradiente geotérmico (azul, marrón) de la formación, esta a la izquierda de la Curva
de formación de Hidratos (rojo, azul). Además al circular el lodo de perforación a
través del pozo, podemos constatar (Gráfica 3) que a profundidades mayores de
3500 pies, el riesgo de formación de hidratos en caso de que ocurra un influjo de gas
hacia del pozo es muy grande, para esta composición de gas en particular.
Caso II. Golfo de México
Profundidad del agua=3100 pies
Profundidad perforada= 7679 pies
Baker & Gomez1 en su reporte no mencionan cual fue la densidad del lodo
utilizado en este pozo. Se asume una densidad de lodo de perforación de 14 lb/gl.
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Gráfica 4. Curva de Equilibrio de Hidratos, Gravedad del gas 0.718 HID.bas
9000
8000
Motiee
PRESIÓN (psi)
7000
Makogon
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
0
20
40
60
TEMPERATURA(°F)
80
100
Gráfica 5. Condiciones de formación de hidratos, Gravedad del gas 0.718.
En la Gráfica 4, se muestran las curvas de Equilibrio de Hidratos para un gas de
gravedad 0.718, obtenidas a partir del programa HID.bas, donde se puede observar
que el rango de mayor probabilidad de formación de hidratos para esta composición
esta entre 70 y 90°F, y se requieren en el sistema presiones entre 2000 y 7000 psi.
En los pozos perforados en el Golfo de México hay gran ocurrencia de tapones de
hidratos de gas, porque como se puede ver en la Gráfica 5, las condiciones de
temperaturas en el sistema son críticas (con temperaturas de hasta 40°F en el fondo
marino) por lo que requieren de una buena planificación para la prevención de la
formación de Hidratos de gas. Se puede observar en la Gráfica 5, que debido a la
gran profundidad de agua, la temperatura del agua de mar en la línea de lodo es
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aproximadamente 40°F,
una temperatura muy baja que obviamente propicia la
aparición de los Hidratos de gas, no sólo dentro del pozo donde se evidencia una
gran posibilidad en temperaturas entre 60 y 80 °F, sino en la formación en el intervalo
entre 3000 y 6000 pies, donde no debe extrañar encontrarse con estratos saturados
de Hidratos. Para este pozo en particular el lodo se sometió a calentamiento previo
pero sin embargo el pozo resulto igualmente obstruido con hidratos.
Conclusiones
•
Se desarrolló un programa identificado como HID.bas, adaptando el Método de la
Gravedad del gas de Katz, con el fin de pronosticar las condiciones P-T donde se
forman los hidratos dada una composición de gas determinada, para entonces
crear una herramienta que permita describir la problemática de los hidratos de gas
en las operaciones de perforación de pozos, y que aplique a las condiciones que
encontramos específicamente durante las operaciones de perforación Costa
Afuera, combinando el sistema gas-hidratos con el sistema hoyo-lodo-formación.
•
El programa HID.bas, aplica las correlaciones de Motiee y Makogon para gases
con γG ≥ 0.6 y la correlación de Berge para 0.5< γG <0.6, todas aplicadas al
Método de la Gravedad del Gas de Katz,
para predecir las condiciones de
formación de los Hidratos en los sistemas estudiados.
•
El programa diseñado HID.bas, permite visualizar el comportamiento y efecto de
las variaciones de temperaturas de ascenso de los fluidos de perforación en la
formación de hidratos durante la perforación en aguas profundas. Y verifica la
necesidad de que estos fluidos de perforación deban ser especialmente
formulados para inhibir los hidratos, y adaptados a cada configuración del sistema
de perforación.
•
Indiscutiblemente el uso del programa HID.bas, demuestra que los hidratos de
gas natural pueden ser manejados con seguridad en pozos en aguas profundas, a
través de un detallado análisis de sus condiciones de formación, para establecer
una apropiada planificación de los tratamientos de inhibición, y evitar problemas
de taponamiento u obstrucción de pozos.
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Recomendaciones
•
En la perforación de pozos en aguas profundas debe incorporarse el conocimiento
y aceptación de que los Hidratos de gas pueden formarse durante cualquier etapa
de la operación.
•
Se deben diseñar mejores fluidos de perforación para prevenir o inhibir la
formación de hidratos durante la perforación en aguas profundas.
•
Se recomienda un futuro estudio enfocado al manejo de los hidratos de gas
durante la perforación de pozos, que incluya el efecto del Sulfuro de Hidrógeno
(H2S) en la formación de los hidratos en lodos de perforación.
•
Se necesita ampliar el alcance del programa propuesto en este trabajo HID. bas,
a través de la evaluación de otros de métodos de predicción de hidratos y la
adaptación de estos métodos a la perforación en aguas profundas.
Agradecimientos
A la Universidad Central de Venezuela, a mi tutor el Prof. Edgar Parra. Al Prof.
Yuri Makogon, al Prof. John Carroll, y a los Ingenieros Maria Llamedo, Enrique
Rondón, Richard Rengifo y Elio Ponce.
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