Mejoras Operacionales en Producción y Compresión de Gas

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1 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 perforación 1 además el agua necesaria para la formación de los hidratos generalmente la provee el lodo de perforación, causando un severo deterioro de sus propiedades reológicas 2. 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 XVII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2006 Página 1

2 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 gas 4. 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 XVII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2006 Página 2

3 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 perforación 5. 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 XVII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2006 Página 3

4 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 Katz 6, 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 multicomponentes 4. 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 (H 2 S) 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 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 XVII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2006 Página 4

5 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 XVII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2006 Página 5

6 Figura 2. Pantalla entorno de HID.bas XVII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2006 Página 6

7 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. XVII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2006 Página 7

8 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 Profundidad- Temperatura 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. XVII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2006 Página 8

9 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. Temperatura yacimiento ( F) Presión de Fondo (psi) Saturación de agua (bbls/mmscf) Campo A Campo B Campo C Campo D Tabla 2. Gravedades del Gas, de cada yacimiento. Gravedad del Gas Campo A Campo B Campo C Campo D XVII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2006 Página 9

10 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. XVII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2006 Página 10

11 5000 PRESIÓN (psi) Campo A* Campo A Campo B* Campo B Campo C* Campo C Campo D* Campo D TEMPERATURA ( F) 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 XVII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2006 Página 11

12 formación de hidratos causaron en estos pozos produciendo grandes retrasos y costosos procedimientos especiales de remediación 3. 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) Makogon Motiee TEMPERATURA( F) Gráfica 3. Condiciones de Formación de Hidratos, Gravedad del gas XVII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2006 Página 12

13 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 & Gomez 1 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. XVII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2006 Página 13

14 Gráfica 4. Curva de Equilibrio de Hidratos, Gravedad del gas HID.bas PRESIÓN (psi) Motiee Makogon TEMPERATURA( F) Gráfica 5. Condiciones de formación de hidratos, Gravedad del gas 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 XVII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2006 Página 14

15 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 γ G 0.6 y la correlación de Berge para 0.5< γ G <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. XVII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2006 Página 15

16 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 (H 2 S) 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. Referencias Bibliográficas 1.- Baker, J.M., y Gomez, R.K.: Formation of Hydrates during Deepwater Drilling Operations, paper SPE 16130, Drilling Conference, New Orleans, Louisiana, Marzo, Basil Al-Ubaldi, E.D. Soan Jr., T.R. Wildeman y T.S. Kotkoskie,: Inhibition of Gas Hydrate in Water-Based Drilling Muds, paper SPE 20437, Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, Septiembre, Blok, R., Islam, M.R., Paez, J.E., y Vaziri, H.,: Problems in Hydrate: Mechanisms and Elimination Methods, paper SPE 67322, Production Operations Symposium, Oklahoma, Marzo, XVII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2006 Página 16

17 4.- Blok, R., Islam, M.R., Paez, J.E., y Vaziri, H.,: Problems in Gas Hydrates: Practical Guidelines for Field Remediation, paper SPE 69424, Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, Buenos Aires, Argentina, Marzo, Campbell, John M., Gas Conditioning and Processing, Campbell Petroleum Series, 1992, Vol.1, pp Carroll, John, Natural Gas Hydrates, A Guide for Engineers, Gulf Professional Publishing, USA, 2003, pp Dalmazzone, Christine y Herzhaft, Benjamin,: Gas Hydrate Formation in Drilling Mud Characterized With DSC Technique, paper SPE 71379, Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, Septiembre, Dalmazzone, Christine, Dalmazzone, Didier y Herzhaft, Benjamin,: Differential Scanning Calorimetry: A new Technique to Characterize Hydrate Formation in Drilling Muds, paper SPE 62962, Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, Octubre, Dalmazzone, C., Herzhaft, B., Rousseau, L., Le Parlouer, P.: Prediction of Gas Hydrates Formation With DSC Technique, paper SPE 84315, Annual Technical Conference, Denver, Colorado, October, Dybvik, L., Kelland, M.A., y Svartaas T.M.: A New Generation of Gas Hydrate Inhibitors, paper SPE 30695, Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, Octubre, Dzialowski, A.K. y Lai, D.T.: Investigation of Natural Gas Hydrates in Various Drilling Fluids, paper SPE 18637, Drilling Conference, New Orleans, Louisiana, Febrero, GPSA. Gas Processors Suppliers Associations, Engeniering Data Book, 11 th ed., Tulsa Oklahoma, Katz, Donald L., Cornell, David y Kobayashi, R., Handbook of Natural Gas Engineering, McGraw Hill Books Co., New York, Toronto, 1959, pp Katz y Lee, Gas Engeniering Production and Storage, Chemical Engeniering Series, McGraw Hill Books Co., pp XVII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2006 Página 17

18 15.- Lummus, James L., Optimization Drilling Fluids, PennWell Publishing Co., Tulsa, Oklahoma, 1986, pp Makogon, Yuri F., Hydrates of Hydrocarbons, PennWell Publishing Co., Tulsa Oklahoma, 1997, pp Makogon, Yuri F., Hydrates of natural gas, PennWell Publishing Co., Tulsa Oklahoma, 1981, pp McLeod, Wilfred R.: Gas Hydrate Control in Hostile Environments, paper SPE 7607, Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, Octubre, Mork, Marit., Formation rate of natural gas hydrates. Reactor experiments and models, A thesis submitted in partial fulfillment of the requirements for the degree of Doktor Ingenior of the Norwegian University of Science and Technology, Julio, 2002, pp Ponce V., Elio M.: Prevención de la Formación de Hidratos de Gas en Gasoductos, Trabajo especial de Grado, Escuela de Ingeniería de Petróleo, UCV, Octubre, 2002, pp Pooladi-Darvish, Mehran.: Gas Production from Hydrate Reservoirs and Its Modeling, paper SPE 86827, Junio, Reyna, E.M. y Stewart, S.R.: Case History of the Removal of a Hydrate Plug Formed During Deep Water Well Testing, paper SPE 67746, Drilling Conference, Amsterdam, The Netherlands, February, XVII Convención de Gas, AVPG, Caracas, Venezuela, de Mayo, 2006 Página 18

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