DE CAMPOS MADUROS DE GAS

Transcripción

1 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

2 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

3 Introducción La producción de gas suele estar acompañada de líquidos: agua y condensado Origen Reservorio Condensado

4 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

5 Sentido del flujo de gas 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 Burbujas Bolsones Transición Niebla anular Caudal de gas creciente

6 Evolución del flujo en un pozo de gas con producción de líquido Pozo sin flujo Caudal de gas decreciente

7 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

8 Producción errática Presencia de líquidos en la carta de producción

9 Presión [psi] Producción intermitente Comportamiento cíclico Presión de Boca de pozo Presiones vs. estado de carga Presión de boca de pozo (Pwh) Presión de fondo de pozo (Pwf) Estado 1 Estado 2 Estado 3 Período: 32 horas Valor máximo del ciclo Presión de Entre Columna Presión de fondo Valor mínimo del ciclo

10 caudal de gas [Sm 3 /d] Análisis de la tasa de declinación Historia de producción y tendencia de declinación Curva de Declinación Límite económico de la explotación Tiempo Declinación Declinación real Nueva curva de declinación

11 Gradiente de presión Presencia de líquido indicada en el gradiente de presión Gradiente de presiones 0 Presión [psi] Nivel de líquido Presión Densidad aparente Densidad [gr/cm 3 ]

12 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

13 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. F G = fuerza debida a la gravedad ρl = densidad del líquido ρ G = densidad del gas d = diámetro de la gota F D 1 GC 2 D y A D F D V V 2 G d F D = fuerza debida al arrastre C D = coeficiente de arrastre A D = sección transversal de la gota V G = velocidad del gas V d = velocidad de la gota Velocidad del Gas (V g ) F G g F G 3 d / 6 l G x

14 Evaluación de velocidades críticas La evaluación de la condición de operación en algún punto de la instalación del pozo productor de gas: V gas > V crítica La corriente transporta líquido V gas < V crítica 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.

15 Modelos de velocidad crítica Turner's Equation: v gc = 1.912[σ 1/4 (ρ l - ρ g ) 1/4 ] /[(ρ g ) 1/2 ];...assumed C d =0.44 Coleman's Equation: v gc = 1.593[σ 1/4 (ρ l - ρ g ) 1/4 ] /[(ρ g ) 1/2 ];...assumed C d =0.44 Nosseir's Equation-I (Transition flow regime): v gc = [σ 0.35 (ρ l - ρ g ) 0.21 ] /[(μ g ) (ρ g ) ]; Nosseir's Equation-II (Highly turbulent flow regime): v gc = 1.938[σ 1/4 (ρ l - ρ g ) 1/4 ] /[(ρ g ) 1/2 ];...assumed C d =0.2 Li's Equation: v gc = 0.724[σ 1/4 (ρ l - ρ g ) 1/4 ] /[(ρ g ) 1/2 ];...assumed C d =1.0

16 Perfiles de velocidades (V G y V C )

17 Presión del Reservorio: P ws [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 P ws > <P ws <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 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: scf/bbl) Bombeo mecánico o hidráulico Producción intermitente con cierres para recuperación de presión P ws <150 Plunger lift Sistemas de baja presión de superficie Sistemas de gas lift Pistoneo con equipo de cable o alambre Agentes espumantes (GOR: scf/bbl)

18 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

19 Gradiente de presiones de flujo [psi/ft] 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. Espuma Agua Flujo vertical en régimen permanente, Agua/aire, conducto de 2" 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. V gas < V crítica Vgas > Vcrítica espumado

20 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.

21 Aplicación de espumantes para el alivio de carga liquida Necesidad de tratamiento Selección del tratamiento Técnicas de aplicación Material Instalación Profundidad Espumante Dosificación

22 Técnicas de Aplicación Dosificación continua a fondo de pozo Variantes en la aplicación Batch (desde superficie) Espumantes sólidos (Velas)

23 Selección del material Ingreso de datos (Salinidad, PH, T, H2S)

24 Aplicación de espumantes para el alivio de carga liquida Necesidad de tratamiento Selección del tratamiento Técnicas de aplicación Material Instalación Profundidad Espumante Dosificación

25 Guía de capilar Instalación Tubo capilar Equipo de dosificación neumático Regulador de alta presión Empaquetadura Colgador Línea de gas instrumento Separador de gas instrumento Línea de conducción Tubo 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

26 Instalación: Dentro de la cañería de producción Cabeza de Inyección Hidrogrúa Guía Motor Diesel y Bombas Hidráulicas Capilar Spool Tanque de Fluido Hidráulico Tanque de Gas Oil Pack Off Cabina de Comando Bomba Triplex Tanques de Producto Químico

27 Instalación: Fondo y Superficie Centralizador recubierto en polímero Boquilla de dosificación para agente espumante con válvula de retención Barra de peso Conector Boquilla de dosificación para agente espumante Vaina porta sensores

28 Producto y dosificación Muestras Datos de producción Ensayos de selección Calidad espuma Estabilidad Vida media Análisis de fluidos Ensayos de compatibilidad con capilar Ensayos de estabilidad HPHT Producto seleccionado y dosis de referencia

29 Producto y dosificación Ensayos de selección Calidad espuma Estabilidad Vida media

30 Producto y dosificación

31 Producto y dosificación Ensayos de compatibilidad con capilar Ensayos de estabilidad HPHT

32 Aplicación de espumantes para el alivio de carga liquida Necesidad de tratamiento Selección del tratamiento Técnicas de aplicación Material Instalación Profundidad Espumante Dosificación

33 Profundidad EXPERIENCIA/ENSAYO DE POZO Características de la producción (PLT, gradientes) Características de la instalación (cuplas) Profundidad inicial Velocidad crítica

34 Profundidad [m] Profundidad [m] Resultado de aplicación: pozo de la cuenca Neuquina Velocidad del Gas [m/s] ,000 50, , , , ,000 Diámetro interior del conducto ID [mm] Velocidad del Gas Turner Coleman Li Nosseir II Production String ID

35 Profundidad [m] Profundidad [m] Resultado de aplicación: pozo de la cuenca Neuquina Estimación Velocidad del Gas Espumado [m/s] ,000 50, , , , ,000 Diámetro interior del conducto ID [mm] Velocidad del Gas Turner Coleman Li Nosseir II Production String ID

36 Caudal de Gas [Sm3/d] Caudal de líquido [m3/d] Resultado de aplicación: pozo de la cuenca Neuquina Historial de porducción dic ene ene mar abr may may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may jun jul ago sep oct-15 0 Qgas Qliquido Inicio de Tratamiento

37 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.

38 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.

39 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.