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Alivio de carga liquida en pozos productores de gas por medio de la aplicación de espumantes en fondo de pozo JORNADAS DE CAMPOS MADUROS DE GAS Noviembre de 2015, Neuquén SPE Comahue
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Alivio de carga liquida en pozos productores
de gas por medio de la aplicación de
espumantes en fondo de pozo
JORNADAS DE CAMPOS MADUROS DE
GAS
Noviembre de 2015, Neuquén
SPE
Comahue
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
Un análisis físico químico puede determinar
el posible origen del agua.
El agua de condensación se irá
incrementando en el tiempo, en la medida
que el pozo produzca y que el reservorio se
deplete.
B
A
Agua Condensada en A/B >Agua condensada en A'/B
A'
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
Acumulación
Sen
tid
o d
el f
lujo
de
gas
Caudal de gas creciente
Burbujas Bolsones Transición Niebla anular
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
Comportamiento cíclico
Valor mínimo del
ciclo
Período: 32 horasValor máximo del
ciclo
Presiones vs. estado de carga
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
Estado 1 Estado 2 Estado 3
Presi
ón
[p
si]
Presión de boca de pozo (Pwh)
Presión de fondo de pozo (Pwf)
Presión de Boca
de pozo
Presión de
Entre Columna
Presión de
fondo
Análisis de la tasa de declinación
Historia de producción y tendencia de declinación
Curva de Declinación
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
Tiempo
ca
ud
al
de g
as
[Sm
3/d
]
Declinación Declinación real Nueva curva de declinación
Límite económico
de la explotación
Gradiente de presión
Presencia de líquido indicada en el gradiente de presión
Gradiente de presiones
0
200
400
600
800
1000
1200
0 200 400 600 800 1000
Presión [psi]
0.00 0.50 1.00 1.50
Densidad [gr/cm3]
Presión
Densidad aparente
Nivel de
líquido
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
Herramientas de diagnostico: Concepto de velocidad critica
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 = fuerza debida a la gravedad
ρl = densidad del líquido
ρG = densidad del gas
d = diámetro de la gota
FD = fuerza debida al arrastre
CD = coeficiente de arrastre
AD = sección transversal de la gota
VG = velocidad del gas
Vd = velocidad de la gota
y
x
FD
FG
Velocidad del Gas (Vg)
6/3dgF GlG
2
2
1dGDDGD VVACF
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
Pws>1500
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
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)
500<Pws<1500
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
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)
Pws<150
Bombeo mecánico o hidráulico
Producción intermitente con cierres para recuperación de presión
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:
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
Moléculas surfactantes
adsorbidas en la superficie
La espuma como medio para la extracción de líquidos
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”.
Velocidad superficial de gas [ft/s]
Agua
Espuma
Gra
die
nte
de
pre
siones
de
flujo
[psi
/ft]
Flujo vertical en régimen
permanente, Agua/aire,
conducto de 2"
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.
Selección
del
tratamiento
Necesidad de tratamiento
Material
Instalación
Profundidad
Espumante
Dosificación
Técnicas de aplicación
Aplicación de espumantes para el
alivio de carga liquida
Técnicas de Aplicación
Variantes en la
aplicación
Dosificación continua a fondo de pozo
Batch (desde superficie)
Espumantes sólidos (Velas)
Selección del material
Ingreso de
datos
(Salinidad, PH,
T°, H2S)
Selección
del
tratamiento
Necesidad de tratamiento
Material
Instalación
Profundidad
Espumante
Dosificación
Técnicas de aplicación
Aplicación de espumantes para el
alivio de carga liquida
Instalación
Dentro de la cañería de
producción o en el exterior
(zunchado)
Colgador
Línea de
conducción
Regulador de alta presión
Línea de gas
instrumento
Separador de
gas
instrumento
Equipo de
dosificación
neumático
Empaquetadura
Guía de capilar
Tubo capilar
Tubo capilar
Conjunto de fondo: Barra
de peso y boquilla de
dosificación con válvula
de retención
Tanques de
Producto
Químico
Cabeza de
Inyección
Hidrogrúa Motor Diesel
y
Bombas
Hidráulicas
Tanque de
Fluido
Hidráulico
Tanque de Gas
Oil
Capilar
Cabina de
Comando
Spool
Guía
Bomba
Triplex
Pack Off
Instalación: Dentro de la cañería de
producción
Instalación: Fondo y Superficie
Barra de peso
Boquilla de
dosificación para
agente
espumante con
válvula de
retención
Conector
Vaina porta
sensores
Boquilla de
dosificación
para agente
espumante
Centralizador
recubierto en
polímero
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
Selección
del
tratamiento
Necesidad de tratamiento
Material
Instalación
Profundidad
Espumante
Dosificación
Técnicas de aplicación
Aplicación de espumantes para el
alivio de carga liquida
Profundidad
Características
de la producción
(PLT, gradientes)
Características
de la instalación
(cuplas)
Profundidad inicial
EXPERIENCIA/ENSAYO DE POZO
Velocidad crítica
Resultado de aplicación: pozo de la cuenca Neuquina
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
20000,000 50,000 100,000 150,000 200,000 250,000
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Pro
fun
did
ad
[m
]
Diámetro interior del conducto ID [mm]
Pro
fun
did
ad
[m
]
Velocidad del Gas [m/s]
Velocidad del Gas Turner Coleman Li Nosseir II Production String ID
Resultado de aplicación: pozo de la cuenca Neuquina
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
20000,000 50,000 100,000 150,000 200,000 250,000
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Pro
fun
did
ad
[m
]
Diámetro interior del conducto ID [mm]
Pro
fun
did
ad
[m
]
Estimación Velocidad del Gas Espumado [m/s]
Velocidad del Gas Turner Coleman Li Nosseir II Production String ID
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
02-d
ic-1
3
01-e
ne-1
4
31-e
ne-1
4
02-m
ar-1
4
01-a
br-1
4
01-m
ay-1
4
31-m
ay-1
4
30-ju
n-1
4
30-ju
l-14
29-a
go
-14
28-s
ep
-14
28-o
ct-1
4
27-n
ov-1
4
27-d
ic-1
4
26-e
ne-1
5
25-fe
b-1
5
27-m
ar-1
5
26-a
br-1
5
26-m
ay-1
5
25-ju
n-1
5
25-ju
l-15
24-a
go
-15
23-s
ep
-15
23-o
ct-1
5
Ca
ud
al d
e líq
uid
o [
m3
/d]
Ca
ud
al d
e G
as
[S
m3
/d]
Historial de porducción
Qgas Qliquido Inicio de Tratamiento
Resultado de aplicación: pozo de la cuenca Neuquina
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.
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.
Conclusiones: Tecnología capilar y
aplicación de aditivos espumantes
