Tecnologias utilizadas para la Remocion de Liquidos en Pozos Gas
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Republica Bolivariana de Venezuela Universidad del Zulia Facultad de Ingeniería División de Postgrado Programa: Petróleos Cátedra: Levantamiento Artificial por Métodos No Convencionales Tecnologías utilizadas para la Remoción de Líquidos en Pozos de Gas Realizado por: Ing. Jesús E. Montiel D. Maracaibo, 11 de Marzo del 2010
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Republica Bolivariana de Venezuela Universidad del Zulia Facultad de Ingeniería
División de Postgrado
Programa: Petróleos
Cátedra: Levantamiento Artificial por Métodos No Convencionales
Tecnologías utilizadas para la Remoción de
Líquidos en Pozos de Gas
Realizado por:
Ing. Jesús E. Montiel D.
Maracaibo, 11 de Marzo del 2010
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Tecnologías utilizadas para la Remoción de
Líquidos en Pozos de Gas
por
Jesús E. Montiel D.
Marzo 2010
3
INTRODUCCION
Cuando el gas natural fluye hacia la superficie desde los yacimientos, cierta porción de
líquidos producidos (generalmente se refiere al agua o a los condensados que se forman en
el pozo producto de la caída de presión a lo largo de la tubería de producción), no son
capaces de llegar hasta la superficie debido a la velocidad del gas y por ende, se acumulan
en el fondo y aumentan la presión de fondo fluyente (pwf). Al aumentar esta presión, se
incrementa la saturación de agua en la vecindad del pozo, la cual reduce la permeabilidad
efectiva al gas y por ende, se merma su producción. En este caso, si la producción de gas
disminuye, mayor acumulación de líquidos se genera en el fondo del pozo hasta el punto de
poder cesar o mermar totalmente la capacidad de producción del mismo.
Esta acumulación de líquidos que se forma en el fondo del pozo se le conoce como “Carga
de líquidos”, y la tecnología que se ha derivado en esta materia para la solución de los
problemas que ocasiona la acumulación de líquidos en pozos de gas, se le conoce como
“Remoción de líquidos en Pozos de Gas”, derivado del ingles “Gas Well Deliquification”.
Este mismo concepto puede ser extrapolado al caso de los pozos de petróleo que fluye en
forma natural, cuando la presión del yacimiento declina a lo largo de su vida productiva, y
la energía natural no es lo suficiente para levantar o producir la producción liquida total
(petróleo y agua), lo cual conlleva a la instalación de métodos de levantamiento artificial
conocidos en la industria.
Ciertas soluciones se han desarrollado y establecidos en el caso de los pozos de gas para
detectar, prevenir, remover o minimizar la producción de líquidos en el fondo del pozo,
tales como la de mantener la producción de gas por encima de la velocidad critica (para
efecto de mantener los líquidos suspendidos en el torrente de gas), la instalación de sartas
de velocidad para incrementar la velocidad del gas a valores mayores de velocidad critica,
el uso de levantamiento artificial tales como el bombeo mecánico, inyección de gas,
inyección de espuma en el pozo para reducir la densidad de la mezcla, técnicas de
calentamiento intermitente del pozo para mantener los líquidos en suspensión en la fase
gaseosa, entre otras variantes disponibles en la literatura y aplicadas en la industria.
Estas técnicas y mejoras prácticas para la prevención y remoción de la acumulación de
líquidos en el fondo de los pozos de gas, son descritas en el presente trabajo con amplio
detalles.
4
INDICE
Pagina
INTRODUCCION 3
CAPITULO No.1. Reconocimiento del Influjo de Líquidos en un Pozo de Gas ….. 5
1.1. Carga de Líquidos …………...…………………………………..……………... 6
1.2. Velocidad Critica ………….…………………………………………………… 7
1.2.1. Modelo de Turner ……………………………………………………….. 10
1.2.2. Modelo de Coleman ….………………………………………………….. 11
1.2.3. Modelo de Dossier …………………………………...………………….. 11
1.2.4. Modelo de Li …………………………………………………………….. 12
1.3. Flujo Critico ……………….…………………………………………………… 12
1.4. Estabilidad del Pozo y Análisis Nodal ……….………...……………………… 13
CAPITULO No.2. Tecnologías para la Remoción de Líquidos en Pozos de Gas …... 17
2.1. Sarta de Velocidad …..………………………………………………………… 18
2.2. Calentamiento del Pozo …..…………………………………………………… 19
2.3. Inyección de Espumantes ……………………………………………………… 21
2.4. Levantamiento Artificial ….…………………………………………………… 23
2.4.1. Plunger Lift …………..………………………………………………….. 24
2.4.2. Bombeo Mecánico …...………………………………………………….. 27
2.4.3. Bombeo Hidráulico tipo Jet …………………………………………….. 31
2.4.4. Gas Lift ………………………………………………………………….. 34
2.4.5. Bombeo de Cavidad Progresiva ...……………………………………….. 38
2.4.6. Bombeo Electro Sumergible …………………………………………….. 40
2.5. Sistema de Inyección de Agua en Fondo …………………….……………...… 41
2.6. Proceso de Evaporación de Agua …….……………………………………….... 43
2.7. Uso de Eyectores ………..………….………………………………………….. 44
CAPITULO No.3. Nuevas Tecnologías en la Remoción de Líquidos en Pozos de Gas 46
3.1. Compresión de Gas en Fondo ……….………………………….……………… 47
CONCLUSIONES 50
BIBLIOGRAFIA 52
ANEXOS 53
5
CAPITULO No.1 Reconocimiento del Influjo de Líquidos en Pozos de Gas
6
1. Reconocimiento del Influjo de Líquidos en Pozos de Gas
1.1. Carga de líquidos
El termino “Carga de líquidos” derivado del ingles “Liquid Loading”, o en algunos casos
referido como “Gas Well Dewatering”, es el termino utilizado generalmente para referirse
a las tecnologías utilizadas para remover el agua o el condensado en los pozos de gas.
Básicamente, esta relacionado cuando en los yacimientos de gas condensado o gas seco, la
velocidad del fluido (gas + liquido) a lo largo de la tubería de producción, cae a un punto
donde las partículas liquidas tienden a ser mas pesadas que las presentes en el torrente de
gas, las cuales caen al fondo del pozo y se acumulan entre si, formando una columna
hidrostática que genera una contra presión adicional hacia el yacimiento, obteniéndose
como resultado final, una disminución de la producción neta de gas.
Si se detecta carga de líquido en el fondo, el mismo puede producir por cierto tiempo bajo
estas circunstancias, pero generando problemas de reducción de producción; y en aquellos
casos donde la presión del yacimiento es muy baja, la producción de gas puede comportarse
intermitente, hasta el punto de matar el pozo.
El fluido en su viaje desde el fondo hasta la superficie, presenta cambios en presión y
temperatura, de manera que el gas puede formar precipitados como los condensados y agua
condensada presente en la fase vapor.
El agua producida por su parte, puede presentar otras fuentes de intrusión, tales como:
Conificacion desde un acuífero en una zona superior o inferior a la zona productora.
Agua alcanzada en el pozo cuando el yacimiento presenta un soporte hidráulico.
En general, una distinción de estas aguas puede llevarse a cabo analíticamente en el
laboratorio (agua condensada versus agua de formación), debido a la gran diferencia de
concentración de sales entre ambas, donde prevalece la del agua de formación (mas alta).
Algunos síntomas o técnicas de reconocimiento de la carga de líquido en un pozo de gas,
son las siguientes:
a. Picos abruptos o cambios con tendencia hacia abajo, en una curva típica de
declinación de producción (ver Figura No.1).
b. Presencia de baches o tapones de líquidos fluyendo irregularmente en la
superficie del pozo.
c. Incremento en la diferencia de presiones en el tiempo, entre la presión de
tubería y la presión del revestidor (Pc – Pt), en el caso de pozos de gas
completados sin empacaduras.
d. Cambios de gradientes observados en un registro fluyente de presión.
e. Ceses parciales de la producción de gas.
f. Predicción de flujo inestable mediante análisis nodal
7
Es en este punto, donde es necesario hacer un pasaje sobre el concepto de la velocidad
critica, cuyo reconocimiento se establece bajo un análisis nodal o evaluación de
comportamiento de producción, basado en el criterio de la velocidad mínima en el fondo
para acarrear los líquidos hasta la superficie.
Figura No.1. Curva típica de declinación, mostrando los picos abruptos resultantes de
carga de líquidos
Los problemas de carga de líquido no solo están limitados en pozos de bajo potencial, sino
que también puede extenderse hacia pozos de alto potencial y con tuberías de producción
de gran tamaño.
1.2. Velocidad Crítica
La producción de líquidos en pozos de gas son usualmente condensados y agua, los cuales
son producidos directamente desde el yacimiento hacia el pozo, o condensados formados de
la porción de vapor presente en el volumen de gas, especialmente en la porción superior de
la tubería.
Uno de los controles más prácticos en la gerencia de producción de pozos de gas, es la
“velocidad crítica” (vcg) por debajo de la cual, la columna estática de líquidos se forma en
el fondo. En otras palabras, la manera de producir un pozo de gas sin los problemas de
acumulación de líquidos en el fondo, es mantener una velocidad del gas por encima de la
velocidad crítica.
0
20
40
60
80
100
1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010
Pro
du
ccio
n d
e G
as (
MM
pie
3/d
ia)
Comportamiento esperado
Comportamiento actual con carga de líquidos
Años
8
Turner y col.1
(1969), presento dos modelos mecanisticos los cuales han sido los más
adaptados en la literatura y aplicados en la industria, para estimar la velocidad crítica del
gas. Estos dos modelos se basaron son los siguientes aspectos:
g. Modelo de una película o capa muy delgada de líquido presente en las
paredes de la tubería.
h. Modelo de una partícula esférica suspendida en el flujo de gas.
El modelo que mejor se adapta a las condiciones de los pozos, es el modelo de una partícula
esférica suspendida en el flujo de gas. Este modelo describe el balance de fuerzas presentes
en una partícula esférica de líquido suspendida en un torrente de gas. En este caso, cuando
el flujo de gas excede la velocidad critica, este es capaz de levantar todas las partículas de
líquidos presentes en el torrente y por el contrario, cuando flujo de gas es menor a la
velocidad critica, las partículas de líquidos caen en el fondo y se acumulan.
El problema de acumulación de líquidos también puede ser explicado mediante el
comportamiento de los patrones de flujo bifásico. Básicamente la transición que ocurre de
producir gas netamente al punto de acumularse los líquidos en el fondo del pozo, esta
acompañado por la transición del régimen de flujo anular al régimen de flujo tapón. El
régimen de flujo se refiere a la configuración geométrica de las fase liquida y gaseosa
presente en la tubería de producción.
Lea y col.2 (2003), describe que un pozo de gas puede presentar diferentes regimenes de
flujo a lo largo de su vida productiva, tales como el flujo anular, flujo tapón, flujo burbuja o
transición entre varios (anular-tapón, anular-neblina).
Taitel y col.3 (1980), presento uno de los trabajos más populares para la predicción de los
regimenes y patrones de flujo en pozos de gas, en el cual se describe que un pozo de gas
debería mantenerse en el régimen de flujo anular, para remover o evitar la acumulación de
líquidos en el fondo. En este caso, la velocidad superficial del gas debería ser mayor a la
generada en la transición del flujo anular-tapón, para mantener 100% el flujo anular.
La transición entre los regimenes de flujo anular y tapón derivados por Taitel y col., es la
misma descrita por el modelo de la partícula suspendida en el flujo de gas presentado por
Turner y col. En realidad Taitel y col., siguieron este modelo presentado por Turner y col.,
cuya única diferencia entre ambos resulta en que el modelo de la partícula suspendida de
Turner y col., fue desarrollado en unidades americanas o “US units”, y el modelo de Turner
y col., fue desarrollado en unidades internacionales o “SI units”. Ambos modelos coinciden
en que son independientes de la cantidad de líquidos presentes en el flujo de gas, lo que
significa; que un pozo no tendría problemas de acumulación de líquidos en el fondo,
mientras que la velocidad del gas sea mayor que la velocidad crítica o de la transición del
flujo anular-tapón.
La Figura No.2, muestra los regimenes de flujo aproximados que se pueden presentar en un
pozo de gas, a medida que la velocidad del gas disminuye en la tubería de producción.
9
Figura No.2. Regimenes de flujo presentes en pozos de gas
Si el pozo fluye bajo el régimen de flujo neblina, el mismo puede presentar una relativa y
pequeña caída de presión debido a la gravedad pero sin embargo, si a medida que la
velocidad del gas disminuye, el patrón de flujo cambia a flujo tapón o en baches, hasta
llegar al flujo tipo burbuja. En este último caso, una fracción o porción representativa de la
tubería, estará ocupada por líquido. Este liquido luego se acumula y la presión de fondo
fluyente aumenta y la producción del pozo se reduce considerablemente.
Varias acciones pueden ser tomadas en consideración para reducir la carga de líquidos en
un pozo de gas, entre las que se destacan:
a. Fluir el pozo a alta velocidad para mantener el flujo en el régimen de neblina y por
encima de la velocidad critica del gas.
b. Instalación de sartas de velocidad, las cuales contribuyen al caso anterior.
c. Bombeo o levantamiento de los líquidos mediante la inyección de gas (varias
alternativas).
d. Inyección de espumantes para reducir la densidad del líquido.
e. Calentamiento del pozo para prevenir la condensación de los líquidos, entre otros.
Físicamente, lo que ocurre en el régimen de flujo anular o por encima de la velocidad
critica, es que los líquidos se acumulan en las paredes de la tubería como una película o
capa delgada, debido al choque de las partículas suspendidas y la condensación de los
vapores. Gas fluye por el medio de la tubería como un núcleo de gas, el cual puede también
contener partículas suspendidas de líquidos. La película de líquidos se desplaza hacia arriba
por las paredes de la tubería durante la producción del pozo, mientras que la producción del
gas se desplaza a mayor velocidad.
Fase liquida continua con burbujas de gas dispersas uniformemente
Fase liquida continua con burbujas de gas irregulares
Fase liquida interrumpida con una distribucion irregular de gas
Fase de gas continua con liquido entrampado como neblina y pelicula en las paredes de la tuberia
Flujo Burbuja
Flujo Tapón
Flujo Transicion
Flujo Neblina
Fase liquida continua con burbujas de gas dispersas uniformemente
Fase liquida continua con burbujas de gas irregulares
Fase liquida interrumpida con una distribucion irregular de gas
Fase de gas continua con liquido entrampado como neblina y pelicula en las paredes de la tuberia
Flujo Burbuja
Flujo
Flujo Transicion
Flujo
10
Wallis4 (1969), presento un modelo para estimar la cantidad de líquidos suspendidos en el
núcleo de gas presente en el régimen de flujo anular. Del mismo modo concluye que a
medida que la velocidad del gas aumenta, el espesor de la película de líquidos presente en
las paredes de la tubería se reduce, y para el caso de muy alta producción de gas, esta
película se reduciría casi a cero, donde todo el líquido se presentaría suspendido en el
torrente de gas.
Barnea5 (1987), estudio el efecto de la película de líquidos presentes en el flujo anular, y
modifico el borde de la transición entre los regimenes de flujo anular y tapón. Dos
mecanismos fueron propuestos para la transición de flujo anular a flujo tapón, debido al
afecto de la película de líquidos, los cuales fueron los siguientes:
a) Puenteo de la película de líquidos
b) La inestabilidad de la película de líquidos
Esto implica que una película muy delgada de líquidos puede puentear o saltar el núcleo de
gas, ser inestable y fluir parcialmente hacia el fondo. Para determinar el borde de la
transición modificada presentada por Barnea, el espesor de la película de líquido debe ser
determinada primero, lo cual requiere cálculos complejos con ecuaciones y programas de
computación que aceleren el mismo.
Ansari y col.6 (1987), desarrollo una correlación de flujo utilizada para el cálculo de la
caída de presión en tuberías en pozos de petróleo, la cual utiliza el modelo de Barnea para
determinar el límite de los regimenes de flujo anular y tapón.
Para ampliar con mas detalles el concepto de la velocidad critica, se describen a
continuación los modelos mas aplicados en la industria, siendo el mas destacado, el modelo
de Turner.
1.2.1. Modelo de Turner
Tal y como se menciono anteriormente, el modelo mas popular utilizado en la
industria petrolera y gasifera para representar el concepto de la velocidad critica por
debajo de la cual la acumulación de líquidos en el fondo del pozo puede ocurrir, es
el modelo de Turner y col.
Este modelo esta representado por la siguiente correlación:
5.0
25.025.0
912.1g
gliq
Tcgv
(1)
donde vcg-T es la velocidad critica del gas del modelo de Turner y col. en pies/seg,
es la tensión interfacial en dinas/cm, liq es la densidad liquida en lbm/pie3 y g es la
densidad del gas en lbs/pie3.
11
Turner y col. concluyeron, que las condiciones de flujo a nivel del cabezal del pozo,
son los mejores factores de control para la formación de líquidos en el fondo, y
sugieren la evaluación de la velocidad crítica a nivel del cabezal. Una de las grandes
ventajas de utilizar las condiciones a nivel del cabezal, es la simplificación en los
cálculos para determinar las presiones y temperaturas a lo largo de la tubería del
pozo. Sin embargo, se ha probado que controlando mejor las condiciones de flujo en
el fondo, el modelo de Turner y col., se comporta mejor en la determinación de la
velocidad crítica, especialmente cuando el pozo presenta grandes diámetros de
tubería.
1.2.1. Modelo de Coleman
Coleman y col.7 (1991), aplicaron el modelo de la partícula suspendida desarrollado
por Turner y col., obteniendo buenos resultados en sus estudios, pero con 20% de
desviación. Adicionalmente ellos concluyeron que factores tales como; la gravedad
del gas, la tensión interfacial y la temperatura, tienen un efecto muy pequeño en la
precisión del cálculo del flujo crítico, mientras que la geometría del pozo y la
presión, tienen efectos significativos sobre el cálculo de la velocidad crítica.
Este modelo esta representado por la siguiente correlación:
5.0
25.025.0
593.1g
gliq
Ccgv
(2)
donde vcg-C es la velocidad critica del gas del modelo de Coleman y col. en pies/seg,
es la tensión interfacial en dinas/cm, liq es la densidad liquida en lbm/pie3 y g es
la densidad del gas en lbs/pie3.
Las sugerencias ofrecidas por Coleman y col., son extensamente aceptadas en la
industria petrolera y gasifera, para aquellos pozos de gas que presentan presiones en
el cabezal menores a las 500 lpca.
1.2.2. Modelo de Nosseir
Nosseir y col.8 (2000), presentaron un modelo basado en el modelo de Turner y col.,
donde consideran la prevalencia del régimen de flujo para la determinación de la
velocidad critica del gas. Dos regimenes fueron finalmente evaluados para este
modelo, el régimen de transición y flujo altamente turbulento. Estos dos modelos
son conocidos como Nosseir I y Nosseir II.
Para el régimen de flujo de transición (Nosseir I), el modelo esta representado por la
siguiente correlación:
12
426.0134.0
21.035.0
5092.0gg
gliq
NIcgv
(3)
donde vcg-NI es la velocidad critica del gas del modelo de Nassier I y col. en pies/seg,
es la tensión interfacial en dinas/cm, liq es la densidad liquida en lbm/pie3, g es
la densidad del gas en lbs/pie3 y g es la viscosidad del gas en lbm/pie-seg.
Para el régimen de flujo altamente turbulento (Nosseir II), el modelo esta
representado por la siguiente correlación:
5.0
25.025.0
938.1g
gliq
NIIcgv
(4)
donde vcg-NII es la velocidad critica del gas del modelo de Nassier II y col. en
pies/seg, es la tensión interfacial en dinas/cm, liq es la densidad liquida en
lbm/pie3, g es la densidad del gas en lbs/pie
3 y g es la viscosidad del gas en
lbm/pie-seg.
1.2.3. Modelo de Li
Li y col.9 (2002), presentaron un modelo donde consideran la geometría de la
partícula suspendida más convexa en su superficie que esférica, obteniendo buenos
resultados en los pozos evaluados.
Este modelo es conocido como el Li en la literatura, y esta representado por la
siguiente correlación:
5.0
25.025.0
724.0g
gliq
Lcgv
(5)
donde vcg-L es la velocidad critica del gas del modelo de Li y col. en pies/seg, es la
tensión interfacial en dinas/cm, liq es la densidad liquida en lbm/pie3 y g es la
densidad del gas en lbs/pie3.
1.3. Flujo Critico de Gas
El flujo crítico de gas es totalmente correspondiente a la velocidad crítica del gas
determinado por cualquiera de los modelos presentados anteriormente, cuya ecuación
derivada es la siguiente:
13
Tz
Apvq
cg
gc 060.3 (6)
donde qgc es el flujo critico de gas, en MMpie3, vcg es la velocidad critica del gas obtenida
por cualquiera de los modelos presentados, en pies/seg; p es la presión in situ, en lpca, A es
el área de flujo de la tubería de producción, en pie2; T es la temperatura in situ absoluta, en
ºR y z, es el factor de comprensibilidad del gas, adimensional.
1.4. Estabilidad del Pozo y Análisis Nodal
A medida que los líquidos son acumulados en el fondo del pozo debido a la disminución
del flujo de gas, el comportamiento o desempeño de los fluidos en la tubería de producción,
comienza a ser inestable, y los cambios en el perfil de presiones determinaran el régimen de
flujo especifico.
La caída de presión total en la tubería puede ser expresada como la suma de las caídas de
presión por elevación (peso de los líquidos o gravedad), la caída de presión por aceleración
y la caída de presión por fricción, basado en el balance de energía mecánica en el tramo de
una porción infinitesimal de tubería, mostrado en la Figura No.3.
friccionnaceleracioelevaciontotal pppp (7)
Figura No.3. Representación de un tramo de tubería para la evaluación del balance de
energía mecánica en el flujo de fluidos
L
z
L
z
14
En la Figura No.3, las variables z, y L, representan la diferencia de alturas entre dos
puntos del tramo de tubería (pies), el ángulo entre el plano horizontal y la dirección de
flujo, y la longitud del tramo de tubería en pies respectivamente.
En términos prácticos, la ecuación general de balance de energía mecánica resulta en la
siguiente forma:
2
2
2
2v
gDg
Lvfz
g
gp
cc
f
c
total
(8)
donde;
z
g
gp
c
elevacion (9)
2
2v
gp
c
naceleracio
(10)
Dg
Lvfp
c
f
friccion
22 (11)
Donde ff es el factor de fricción (adimensional), v es la velocidad del fluido en pie/seg2, D
representa el diámetro interno de la tubería en pies, g es la gravedad (32.2 pie/seg2), gc es la
constante gravitacional (32.2 lbm-pie/lbf-seg2) y es la densidad del fluido en lbm/pie
3.
Para pozos con bajos niveles de producción de gas, el termino de aceleración resultara
pequeño, y si la dimensión de la tubería de producción fue diseña correctamente, el termino
de fricción resultaría también pequeño. El término de elevación o de gravedad, resulta ser el
de mayor peso en el cálculo y este será mayor, a medida que la carga de líquido ocurre en el
fondo del pozo.
La Figura No.4 muestra una curva típica de desempeño de la tubería de producción o
“curva de demanda”, evaluada a las condiciones de fondo y cercanas a las perforaciones de
un pozo de gas, presentada en conjunto con una curva IPR típica, llamada también curva de
desempeño del yacimiento o simplemente, “curva de oferta”.
15
Figura No.4. Curva IPR típica en pozos de gas y su intersección con la curva de
desempeño de la tubería
La presión de fondo fluyente resulta en la suma de la caída de presión total en la tubería de
producción, más la presión del cabezal del pozo. La curva de demanda crece hacia arriba
respecto a un nivel bajo de flujo de gas, debido a la fracción de líquidos o “holdup”
presente en la tubería (corte entre los puntos A y B en la curva IPR). Para altos flujos de
gas, los líquidos son capaces de ser transportados en el torrente de gas, disminuyendo el
holdup en este caso, predominando de esta manera el factor de fricción.
El método de análisis nodal ofrece muchas ventajas para la evaluación del comportamiento
de pozos de gas, tales que; permite monitorear los efectos de los patrones de flujo en la
tubería de producción, predicción de presiones en superficie y en el yacimiento, cuantificar
volúmenes o flujos de fluidos, entre otros.
Un caso particular es el análisis de los efectos de cambio del diámetro de la tubería de
producción. En la Figura No.5, la curva “A” se juzgaría como muy grande para el pozo,
puesto que la intersección de la curva IPR esta a la izquierda del punto mínimo con la
curva de demanda. La curva “B”, muestra alta fricción y la curva “C”, pareciera ser la que
mejor diámetro de tubería representa para este caso. La curva “B” sin embargo, permitiría
fluir el pozo sin carga de líquidos a un flujo mínimo, mientras que la curva “C” permitiría
alto flujo de gas en la actual intersección con la curva IPR.
0
150
300
450
600
750
900
1050
1200
1350
1500
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Flujo de Gas (MMpie3/dia)
Pre
sio
n d
e F
on
do
Flu
yen
te (
lpca)
Curva IPR o “Curva de Oferta” A
B
C
D
Curva desempeño de la tubería
o “Curva de Demanda”
16
Figura No.5. Curva IPR típica en pozos de gas y su comportamiento a diferentes diámetros
de tubería, con D1>D2>D3.
0
150
300
450
600
750
900
1050
1200
1350
1500
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Flujo de Gas (MMpie3/dia)
Pre
sio
n d
e F
on
do
Flu
yen
te (
lpca)
Curva IPR o “Curva de Oferta”
Curvas de desempeño de la tubería
a diferentes diámetros
D2
D3
D1
A B
C
17
CAPITULO No.2 Tecnologías para la Remoción de Líquidos en Pozos de Gas
18
2. Tecnologías para la Remoción de líquidos
2.1. Sartas de Velocidad
La remoción de los líquidos en un pozo de gas, es una de las tareas más importantes dentro
de las técnicas de control conocidas. Los líquidos presentes en los yacimientos y en el
fondo de los pozos, frecuentemente disminuyen la capacidad de producción de gas y la
exactitud en la interpretación de las características de flujo, mediante las pruebas tipo "back
pressure". Esto fue uno de los aportes en la introducción de sartas de velocidad en los pozos
de gas en el pasado, bajo estas condiciones de flujo. Estas tuberías pueden variaban desde
tuberías normales de menor diámetro al revestidor de producción, hasta tubería de menor
diámetro tipo “Coil Tubing”, en los casos de pozos completados con tubería de producción
y empacaduras.
El uso de tuberías para la remoción de los líquidos del pozo, tiene varias ventajas:
a) Las tuberías incrementan la velocidad del flujo de gas y genera una alta
contrapresión frente a las formaciones productoras, restándole movimiento al flujo
de los líquidos.
b) Ayuda a controlar el influjo de gas en pozos de alta presión.
c) Protege al revestidor de la erosión y el daño, en aquellos pozos que producen
materiales abrasivos en conjunto con el gas.
d) Protege a las formaciones productoras.
La problemática en la remoción del agua en los pozos de gas, tiene una particular
importancia en campos maduros, donde el agua ha mermado la producción de gas a medida
que la intrusión de agua se incrementa. En todo caso, si las oportunidades de reparar los
pozos para remover la intrusión de agua son ya limitadas o nulas (trabajos tipo “water shut
off”), la manera de controlarla es operando los pozos a niveles altos de contrapresión.
Muchas empresas operadoras en el pasado, utilizaban sartas de velocidad en pozos de gas
completados solamente con revestidotes de producción, para facilitar la remoción del agua
de formación. Esta tubería era abierta a la atmósfera y si la velocidad del gas dentro de la
tubería era lo suficiente para levantar los líquidos, estos entraban en la tubería y el gas se
producía por el espacio anular tubería-revestidor. Por razones totalmente ambientales, la
apertura de los pozos a la atmósfera ha sido totalmente restringida y lo que se ha hecho es,
generar nuevas adaptaciones para alinear estas tuberías al sistema de producción.
Algunos pozos también producen petróleos crudos, volátiles o condensados en grandes
cantidades, que desde el punto de vista comercial, es también rentable su producción en
conjunta con el gas. Esto normalmente ocurre cuando las presiones de los yacimientos
disminuyen con el tiempo, o cuando los pozos son operados a muy bajos niveles de
contrapresión.
La intrusión de estos tipos de hidrocarburos o agua de formación en pequeñas cantidades,
representan un problema serio en las facilidades de producción, particularmente si altas
concentraciones de sal están presentes en la composición físico-química de las aguas de
19
formación, o las emulsiones que se puedan formar en el sistema de producción, en tal punto
que sea difíciles de disolver o remover. Esto puede ser disminuido en muchos casos y de
igual forma, con la instalación de las sartas de velocidad o en su defecto, en aquellos pozos
con problemáticas de emulsión del hidrocarburo y en estos casos, algunos trabajos de
estimulación ácida en el yacimiento pueden ser aplicados para remover este particular
problema.
Las sartas de velocidad pueden incrementar la velocidad del gas para reducir la carga de
líquido, en pozos de gas de bajos volumen. Ciertos factores deben ser tomados en
consideración, antes de ejecutar la instalación de una sarta de velocidad, los cuales son los
siguientes:
a) Considerando las sartas de velocidad como una solución de largo plazo, como se
compara esta alternativa con la aplicación de otros métodos alternativos, como el
uso del pistón viajero o “plunger lift”…?
b) La sarta de tubería deberá estar colocada lo mas cercana posible a las perforaciones.
c) Si el flujo de gas resulta ser mayor a la velocidad critica en el fondo de la tubería, el
concepto debería aplicar para toda la longitud de la tubería, como principal objetivo.
d) Posterior a la instalación de la sarta de velocidad, curvas de declinación posteriores
deberían mostrar una mejor tendencia en mantener el flujo de gas versus el tiempo,
comparada con una curva previa sin la sarta de velocidad.
Una de las desventajas de las sartas de velocidad es que generan mayor caída de presión en
el fondo, debido a los efectos de fricción generados por el incremento de la velocidad del
gas. Adicionalmente, en pozos de bajo potencial y completados con tubería y empacaduras,
limita en muchos casos el proceso de descarga de los fluidos durante el arranque inicial o
posterior a un trabajo de reacondicionamiento, así como también; limita la corrida de
herramientas de diagnostico en el fondo del pozo.
La remoción de gases líquidos en la producción de pozos de gas, generalmente no es un
problema serio. Los hidrocarburos existen como líquidos solamente bajo condiciones de
altas presiones y luego, cuando el campo ha sido parcialmente explotado y la presión del
yacimiento ha declinado, los hidrocarburos existen como gas y el problema de remoción de
líquidos es prácticamente obviado.
2.2. Calentamiento del Pozo
Un enfoque intuitivo sobre este concepto, es la noción del calentamiento de la mezcla de
fluidos en el pozo, con la finalidad de disminuir la densidad global de la mezcla, mediante
la reducción de la fracción de la fase liquida del fluido, y la reducción de la fricción
mediante la eliminación de la acumulación liquida en las paredes de la tubería.
Pigott y col.10
(2002), propusieron que la prevención de la carga de liquido en pozos de gas,
puede obtenerse mediante el mecanismo del calentamiento y cuyos resultados de su trabajo,
reportaron un ligero incremento en la producción de gas, mediante la aplicación combinada
de calentamiento del fluido y reducción de la presión del cabezal. El enfoque que ellos
20
presentaron, esta basado en la instalación de un cable altamente resistente al calor, colocado
con grapas especiales a lo largo de la pared exterior de la tubería de producción, el cual
permitió transferir calor desde la superficie hacia el fondo del pozo, cuyos resultados
finales no arrojaron el mejor costo-beneficio y adicionalmente, presento altas perdidas de
calor hacia la formación y a través de las paredes del revestidor.
El gran reto que hoy en día se enfrenta este mecanismo en la prevención de la formación de
líquidos en el fondo del pozo, es el desarrollo de una tecnología de calentamiento que solo
requiera la cantidad necesaria de energía (optima), a ser distribuida a lo largo de la
profundidad del pozo, a manera de cubrir la mayor área posible de las vecindades del fondo
del mismo.
El flujo de fluidos en pozos de gas, es típicamente tratado como un flujo bifásico y desde el
punto de vista termodinámico, el fluido dentro de la tubería intercambia calor con todos los
elementos tubulares del pozo (tubería de producción, revestidor, cemento, etc.). El fluido
inicialmente esta a condiciones de yacimiento (presión y temperatura) y pierde calor y
presión a medida que fluye hacia la superficie. En cualquier punto de la tubería, la
temperatura del fluido esta gobernada por la solución de la ecuación general de calor en
estado estable y los cambios de presión, están representados por la solución de la ecuación
de caída de presión en flujo bifásico. Como la presión depende de las propiedades
termodinámicas del fluido, estas dos ecuaciones requieren ser resueltas como un conjunto
de ecuaciones relacionadas.
Observando detenidamente que para el calculo de la caída de presión en la tubería, así
como el “liquid holdup” o porción liquida presente en el área de flujo de cierta sección de
tubería, puede ser calculada mediante las Ecuaciones No.7 a la No.11; y la velocidad critica
del gas mediante la correlación de Turner (Ecuación No.1), se puede concluir que la
densidad de la mezcla de fluidos, depende de la temperatura del fluido que cambiara a lo
largo de la tubería, debido al intercambio térmico con los elementos tubulares del pozo y la
formación.
Alipur-Kivi y col.11
(2006), presentaron un modelo para predecir la distribución de calor en
las vecindades de un pozo de gas. El cálculo exacto del intercambio de calor entre los
fluidos del pozo y los elementos presentes alrededor del mismo, puede convertirse en una
tarea bastante complejo sin embargo, el problema del intercambio de calor fue asumido
como unidimensional, donde la transferencia de calor en la dirección del flujo no es
considerada.
En este modelo simplificado, el intercambio de calor con la formación fue descrito
mediante la ecuación de Fourier:
)(2 wbfoo TTUrQ (12)
21
donde Q, representa el calor total transferido en Btu/hr, ro es el radio externo de la tubería
en pies, Uo es el coeficiente de transferencia total de calor en Btu/(hr.pie2.ºF), Tf y Twb;
representan la temperatura de la formación y la temperatura del fondo del pozo
respectivamente, en ºF.
Los resultados de este modelo arrojaron que, modificando el perfil térmico del fluido del
pozo a un punto especifico, se puede reducir significativamente la contrapresion a lo largo
de la tubería e incrementar la productividad, eliminando el riesgo de la formación de
líquidos en el fondo, manteniendo la velocidad del fluido por encima de la velocidad critica
del gas.
Este incremento en la velocidad del gas producto del calentamiento, se debe también a la
reducción de las pérdidas de calor hacia la formación, debido a que las pérdidas de calor en
el fluido disminuyen, a medida que la velocidad del mismo incrementa. De esta manera y
bajo los resultados de este modelo, pueden desarrollarse las tecnologías específicas para la
inyección o generación del calor optimo necesario a ser transferido hacia el fluido del pozo,
de manera que como resultado final, la velocidad del gas se eleve a los niveles requeridos y
que supere la velocidad crítica. Esto puede conllevar a nuevos estudios para cuantificar la
relación calor transferido vs. velocidad del fluido, como ejemplo.
2.3. Inyección de Espumantes
La inyección de surfactantes químicos generadores de espumas, han sido aplicados
exitosamente en muchos de pozos de gas con problemas de acumulación de líquidos en el
fondo, donde su mayor aplicación y efectividad, ha sido mas efectivo en las acumulaciones
por agua solamente, pero en otros casos se considera la presencia de condensados.
La espuma produce una mezcla menos densa del fluido, debido al incremento del área de
superficie del liquido con las burbujas, cuyo resultado se refleja en una reducción de las
partículas liquidas deslizándose hacia el fondo por las paredes de la tubería, conocido como
el “Slippage”. El gas en todo caso, puede mas fácilmente viajar hacia la superficie con la
mezcla del surfactante.
H.N. Dunning y col.12
(1961), realizo una prueba para determinar cual surfactante es más
aplicable en diferentes mezclas de fluidos. La misma consiste en colocar la mezcla liquida
en un tubo junto con la cantidad apropiada de surfactante para realizar la prueba, la cual se
le inyecta cierto volumen de gas por el fondo del tubo, y el liquido remanente dentro del
tubo es medido versus tiempo (Ver Figura No.6).
22
Propuesta de H.N.Dunning,
adaptada por el Buró de Minas de
los Estados Unidos
Figura No.6. Configuración típica para las pruebas de agentes espumantes
Esta prueba es fácil, económica y rápida, y permite también evaluar diferentes agentes
surfactantes antes de realizar cualquier prueba de ensayo en pozos.
J.Martin y col.13
(2008), realizaron pruebas similares a la de H.N.Dunning, extendiendo los
ensayos con diferentes agentes surfactantes tradicionales y de diferentes naturalezas, tales
como los no iónicos, aniónicos, cationicos y los anfotericos.
Típicamente los surfactantes no iónicos son componentes de fenoles y alcoholes. Estos
químicos poseen una propiedad importante respecto a la solubilidad, donde los productos
tienden a ser más solubles a bajas temperaturas. A medida que la temperatura incrementa,
la solubilidad disminuye y la muestra se torna más nubosa, la cual es afectada por la
concentración de sal en la muestra.
Los surfactantes aniónicos son excelentes productos para generar espuma en agua, pero son
generalmente afectados por altas concentraciones de sal en el fluido. Pueden ser degradados
a elevadas temperaturas (> 125 ºC), donde acido sulfúrico puede formarse como
bioproducto y por supuesto, se convierte en un agente corrosivo. Los alquila-éter-sulfatos y
los sulfonatos-olefinicos, son los productos principales de esta categoría.
Los surfactantes cationicos como las aminas cuaternarias, se desenvuelven mejor en aguas
salinas que en agua fresca. Su bajo peso molecular representan un buen escenario para la
formación de espuma de mezclas de petróleo y aguas salinas. Sin embargo, su aplicación
con alto peso molecular puede ser no efectiva en soluciones salinas y pueden
potencialmente generar emulsiones si se sobre dosifica.
23
Finalmente los surfactantes anfotericos, representan el tipo más versátil para la formación
de la espuma, debido a su propiedad de doble carga. Son muy estables a altas temperaturas
y tolerantes a altas concentraciones de sal (>10% en peso).
Existen varios métodos de inyección de los surfactantes en el pozo. El método mas simple
es la inyección por baches en el fondo del pozo, cuya efectividad es muy alta pero, requiere
un periodo de cierre del pozo para garantizar que los agentes lleguen a la zona de la
acumulación de líquidos, aunque si el pozo es completado sin empacaduras, la inyección
por baches puede efectuarse por el espacio anular tubería-revestidor, a través de una tubería
capilar especifica (generalmente de 3/8 pulg ó de 1/4 pulg).
La inyección continua es la más preferible por muchas empresas, debido a que la
efectividad es mas alta, mejora la productividad de gas de los pozos y generalmente se
mantiene estable por cierto tiempo. Otros casos que se presentan, es la soltar en el pozo una
o varias barras de jabón diseñado con la mezcla de surfactantes, el cual puede ser lanzado
manualmente o mediante un dispensador en superficie.
Muchos autores afirman que mediante una gerencia adecuada de la producción de los
pozos, la aplicación o inyección de los espumantes puede ocurrir antes de alcanzar la
velocidad crítica del gas y en su defecto, previniendo la formación de los líquidos en el
fondo.
La inyección de espumantes generalmente es una alternativa de solución económica para le
reducción de la formación de líquidos en el fondo, cuya aplicación es mas efectiva es mas
efectiva para el agua, pero puede convertirse mas costosa si altos volúmenes de surfactantes
son requeridos.
2.4. Levantamiento Artificial
Levantamiento artificial generalmente es un requerimiento en pozos de gas, cuando las
velocidades del fluido en la tubería de producción, caen por debajo de la velocidad crítica
de flujo; punto en el cual, los líquidos comienzan a depositarse en el fondo del pozo,
incrementando la presión de fondo fluyente y por ende, disminuyen la producción.
Bajo el enfoque de la optimización de producción al menor costo, muchos empresas
operadoras y de servicio, han evaluado diferentes métodos de levantamiento artificial
aplicables en pozos de gas asociados en la mayoría a yacimientos maduros, donde las
presiones de los yacimientos están cercanas a la presión de abandono.
En la mayoría de los casos, se ha experimentado que la remoción mecánica de los líquidos
en el fondo, es una de las técnicas mas efectiva y que incrementan la producción.
En esta sección, se describen varios de los métodos tradicionales existentes en el mercado
de levantamiento artificial, los cuales han sido aplicados en muchos pozos de gas durante
años.
24
2.4.1. Plunger Lift
El “Plunger” o pistón viajero, es una interfase mecánica entre los liquidos del pozo
y el gas producido. Los líquidos son levantados hasta la superficie, mediante el
movimiento ascendente de un pistón viajero que va desde el fondo hasta la
superficie. Esta interfase elimina o reduce el resbalamiento de líquido en las paredes
de la tubería, incrementando la eficiencia del gas para levantar los líquidos del
fondo.
El incremento en eficiencia, resulta en presiones de fondo fluyente mas bajas.
Muchas aplicaciones de este tipo, han sido evaluadas por muchos años en pozos de
gas de bajo potencial, con mayor presencia en los campos gasiferos de los Estados
Unidos, asociados a campos muy maduros y yacimientos carboníferos de muy baja
porosidad.
Una instalación típica del sistema “Plunger Lift”, es presentado en la Figura No.7.
Las Figuras No.8 y 9, muestran una foto real de un cabezal de pozo con el sistema
de superficie y variedades del pistón metálico disponibles en el mercado,
respectivamente.
Este consiste de un resorte instalado en el fondo de la tubería de producción, el
pistón metálico que viaja a lo largo de la tubería de producción desde el tope del
resorte hasta la superficie, donde lo espera un sistema comprendido de un
agarrador-lubricador-válvulas, diseñados para capturar el pistón en su viaje
ascendente, alojar el mismo dentro del lubricador para su siguiente viaje hacia el
fondo, y el arreglo de válvulas necesarias para efectos operacionales.
Adicionalmente, una válvula motora con un controlador es instalada a nivel de la
línea de producción de superficie, para controlar el fluido producido mediante en
ciclos programados de apertura y cierre, con la finalidad de que el pistón metálico
pueda nuevamente viajar hacia el fondo y comenzar el ciclo nuevamente.
El sistema mecánicamente trabaja de la siguiente forma:
Con la válvula motora instalada en superficie (calibrada para estar
parcialmente cerrada), se cierra el pozo para iniciar el proceso de
acumulación de presión en el espacio anular (si el pozo es completado con
tubería de producción sin empacadura) y en la tubería, hasta alcanzar la
máxima presión de cierre en el cabezal.
Se activa manualmente el agarrador ubicado en la parte inferior del
lubricador, para dejar caer libremente el pistón metálico hacia el fondo, el
cual reposara en el tope del resorte.
Una vez alcanzada la máxima presión en el cabezal del pozo, el controlador
emite una señal hacia la válvula motora para su apertura, y el pozo se abre
automáticamente a producción. Para este fin, todas las válvulas maestras y la
válvula lateral del arbolito, deberán estar alineadas a producción
previamente (totalmente abiertas).
25
Desde ese momento, el pistón metálico comienza su viaje ascendente y
arrastra los líquidos desde el fondo, producto del impulso transmitido por la
alta velocidad del gas que se encontraba presurizada anteriormente, mas la
producción de gas proveniente del yacimiento.
Una vez que el pistón metálico llega al cabezal, un pequeño dispositivo
detecta el paso del pistón hacia el lubricador e instantáneamente emite una
nueva señal hacia el controlador, accionando al miso tiempo la válvula
motora para cerrarse por completo, y el agarrador para atrapar el pistón
metálico dentro del lubricador.
En este punto, un nuevo ciclo comenzara en el sistema.
Figura No.7. instalación típica de un sistema de levantamiento artificial
con pistón metálico o “Plunger Lift”.
Lubricador“T” de Flujo
Valvula de
“bypass”Valvula de alivio
Controlador
Electronico
Valvula Motora
Piston
Metalico
Resorte con
dispositivo
de anclaje
Valvula
Maestra
Lubricador“T” de Flujo
Valvula de
“bypass”Valvula de alivio
Controlador
Electronico
Valvula Motora
Piston
Metalico
Resorte con
dispositivo
de anclaje
Valvula
Maestra
26
Figura No.8. Foto real de una instalación típica de pistón metálico,
mostrando sus componentes
Figura No.9. Modelos de pistones metálicos disponibles en el mercado
Es importante resaltar, que para que sea efectivo el desplazamiento del pistón
metálico desde el fondo hasta la superficie, el pozo deberá presentar la energía
suficiente para levantar el peso del pistón metálico, más la columna de líquido a
producir. En todo caso, si el sistema no es bien diseñado, el pistón puede disminuir
27
su eficiencia o simplemente, no alcanza llegar su viaje hasta la superficie, debido a
una excesiva acumulación de líquidos por encima del pistón, o por problemas
mecánicos posteriores, tales como corrosión en la tubería o precipitación de
carbonatos.
2.4.2. Bombeo Mecánico
El sistema de Bombeo mecánico, es un método muy común utilizado para la
remoción de los líquidos en pozos de gas. Su mejor aplicación se presenta
instalando la bomba de subsuelo por debajo de las perforaciones, en aquellos pozos
con suficiente hoyo de rata (especio perforado por debajo de las perforaciones, con
la finalidad de tener una mejor y efectiva sumergencia de la bomba en el liquido
acumulado en el fondo; y evitar o reducir el bloqueo que sufre la bomba de subsuelo
por entrada de gas (“gas lock” en su terminología en ingles). La Figura No.10
muestra un diagrama de una instalación típica de bombeo mecánico en un pozo de
gas.
Es necesario resaltar el mecanismo de acción de la bomba de subsuelo, para conocer
mejor el efecto del bloqueo de gas en la bomba.
Figura No.10. Instalación típica del sistema de bombeo mecánico en un pozo de gas
28
El principio es muy simple; el barril en su carrera descendente, el peso del líquido
mas la fuerza que genera la sarta de cabillas con el barril de la bomba, permite que
la válvula viajera se abra y el líquido entra en la cámara del barril durante todo el
desplazamiento del mismo dentro de la bomba. Luego en su carrera ascendente, la
válvula viajera se cierra producto del peso del liquido acumulado en el barril mas el
empuje de la fuerza hacia arriba, permitiendo al mismo tiempo que se generen dos
efectos, uno el desplazamiento de los fluidos desde el barril de la bomba hacia la
tubería de producción, y la apertura de la válvula fija accionada por el diferencial de
presión entre la presión del yacimiento y el barril, permitiendo que fluidos del
yacimiento entre a la cavidad de la bomba para completar totalmente un ciclo de
bombeo.
El comportamiento mecánico del ciclo completo de bombeo, es luego representado
en una carta dinagrafica en superficie, el cual refleja las cargas máximas y mínimas
del peso de las cabillas mas el peso del fluido en la carrera ascendente y
descendente, el funcionamiento de ambas válvulas (fija y viajera), la posible
presencia de gas en el barril, así como otros efectos mas.
Un esquema de una carta dinagrafica típica, es presentado en la Figura No.11.
Figura No.11. Cartas Dinagraficas típicas en pozos con Bombeo mecánico
29
Cuando hay la presencia de gas en la bomba, el comportamiento típico de cargas en
la carga dinagrafica, se presenta en la Figura No.12.
Figura No.12. Carta Dinagrafica presentando interferencia por gas
Es en estos casos donde es muy recomendable en pozos de gas, instalar la bomba
por debajo de las perforaciones y la instalación de anclas o separadores de gas en el
fondo, a manera de garantizar la entrada de solo liquido a la misma.
Adicionalmente, esto beneficiara totalmente a la bomba de subsuelo, ya que se
garantizaría que la misma opere dentro de su rango optimo; es decir, la presión neta
de succión disponible, o en sus sigla en ingles “Net Pressure succión Head”
(NPSHd), sea mayor que la presión neta de succión requerida (NPSHr).
La presión neta de succión requerida (NPSHr), es la presión a la presión a la entrada
de la bomba, la cual previene los efectos de cavitacion y garantice el buen
desempeño de las emboladas o carreras. Esto aplica también para el caso de las
bombas hidráulicas reciprocantes y tipo jet.
La cavitacion no es más que la formación y subsiguiente colapso de burbujas de
vapor en un sistema de flujo. Esto significa que cuando la presión en el fluido llega
a ser muy baja, el líquido puede llegar a quemarse y formar bolsillos de vapor. A
medida que el líquido se desplaza a través de la bomba, la presión se incrementara
hasta el punto que el vapor se condensa. Esta condensación genera un espacio o
hueco en el líquido, el cual es ocupado por un líquido que se mueve a mayor
velocidad.
1
23
4
5
Carrera Ascendente
Carrera Descendente
Valvula Viajera
Cierra
Valvula Viajera
Abre
gas
liqu
ido
liqu
ido
Valvula Fija
Abre
Valvula Fija
Cierra
Valvula Viajera
choca con
el liquido
Valvula Viajera
abre y descarga
el liquido
Cabillas
Iniciando
carrera
descendente
con presencia
de gas en el
barril
Valvula fija
abre y
y comienza la
carga de
fluidos
Cabillas
iniciando
carrera
ascendente
y valvula fija
proxima a la
apertura
1
23
4
5
Carrera Ascendente
Carrera Descendente
Valvula Viajera
Cierra
Valvula Viajera
Abre
gas
liqu
ido
liqu
ido
Valvula Fija
Abre
Valvula Fija
Cierra
Valvula Viajera
choca con
el liquido
Valvula Viajera
abre y descarga
el liquido
Cabillas
Iniciando
carrera
descendente
con presencia
de gas en el
barril
Valvula fija
abre y
y comienza la
carga de
fluidos
Cabillas
iniciando
carrera
ascendente
y valvula fija
proxima a la
apertura
30
El momento que genera este líquido es tan grande, que puede erosionar o rasgar los
componentes metálicos de la bomba y por ende, perdida de eficiencia de bombeo.
La presión neta de succión disponible (NPSHd), es simplemente la presión a la
entrada a la bomba, la cual es disponible por las diferentes fuentes de presión
presentes en el pozo, generalmente en este caso es, la presión hidrostática.
La bomba de subsuelo ofrecerá un mejor desempeño en su funcionamiento
mecánico siempre y cuando, la bomba ofrezca la mejor razón de compresión (CR)
en su viaje descendente (según las características propias del fabricante),
especialmente para los casos de pozos de gas. Esta razón de compresión relaciona el
volumen total disponible en la bomba para desplazar fluido, versus el
desplazamiento real y el espacio vacío o muerto. Una alta relación de compresión,
previene o reduce el efecto de bloqueo de gas en la bomba.
La razón de compresión viene dada por la siguiente relación:
EMVE
EMVEVDCR
(13)
donde CR, es la razón de compresión (adimensional), VD es el volumen de
desplazamiento (pie3), VE es el volumen de espaciamiento (pies
3) y EM, es el
volumen del espacio muerto (pie3). La Figura No.13 muestra la relación de
compresión en una bomba de subsuelo.
Figura No.13. Compresión en bomba de subsuelo con flujo de gas
Espaciamiento (VE)
Espacio Muerto (EM)
Volumen
de
Desplazamiento
(VD)
Espaciamiento (VE)
Espacio Muerto (EM)
Volumen
de
Desplazamiento
(VD)
31
Finalmente, el sistema de bombeo mecánico es muy útil para la remoción de
líquidos acumulados en el fondo en pozos de gas, pero esta sujeto al bloqueo de gas
en la bomba, si no se instala correctamente. Costos por mantenimiento, energía e
inversión inicial, pueden ser muy altos, pero entran dentro de los costos manejables
en campos maduros.
2.4.3. Bombeo Hidráulico tipo Jet
El sistema de bombeo hidráulico tipo Jet (Jet Pump en sus siglas en ingles), es un
método muy versátil que ha sido utilizado en pozos de petróleo por mas de 50 años,
especialmente en pozos muy profundos, donde otros métodos de levantamiento se
tornan inefectivos a estas profundidades.
Estas bombas son accionadas por la fuerza de un fluido motriz o de potencia a alta
velocidad (generalmente agua o liquido del mismo pozo), el cual al pasar por la
boquilla, genera una caída de presión y un aumento de la velocidad del fluido, el
cual pasa luego por una garganta y desemboca en una boquilla divergente, donde la
velocidad del fluido mezclada con la del pozo disminuye, pero la presión de la
mezcla de fluido aumenta en este punto.
Este comportamiento de presión-velocidad, sigue el principio de Pascal. La Figura
No.14 muestra el desempeño de las bombas jet.
Figura No.14. Esquemático de las bombas hidráulicas tipo jet
BOQUILLA
CÁMARA DE
ENTRADA DEL FLUIDO
DE PRODUCCIÓN
GARGANTADIFUSOR
ÁREA DE LA
GARGANTA (AG)ÁREA ANULAR DE LA
GARGANTA (AN=AG-AB)
ÁREA DE LA
BOQUILLA (AB)
QD, PD
QY, PY
QI, PI
BOQUILLA
CÁMARA DE
ENTRADA DEL FLUIDO
DE PRODUCCIÓN
GARGANTADIFUSOR
ÁREA DE LA
GARGANTA (AG)ÁREA ANULAR DE LA
GARGANTA (AN=AG-AB)
ÁREA DE LA
BOQUILLA (AB)
BOQUILLA
CÁMARA DE
ENTRADA DEL FLUIDO
DE PRODUCCIÓN
GARGANTADIFUSOR
ÁREA DE LA
GARGANTA (AG)ÁREA ANULAR DE LA
GARGANTA (AN=AG-AB)
ÁREA DE LA
BOQUILLA (AB)
QD, PD
QY, PY
QI, PI QD, PD
QY, PY
QI, PI
32
La Figura No.15 muestra un esquemático típico del equipo de superficie necesario
para una instalación de bomba tipo jet.
Figura No.15. Instalación típica de superficie del sistema de bombeo
hidráulico tipo jet.
Generalmente pozos de petróleo con instalaciones tipo jet, presentan una
empacadura en fondo para aislar la tubería con el espacio anular, de manera que el
fluido de potencia pueda ser inyectado por la tubería hacia el fondo y el retorno por
el espacio anular tubería-revestidor (aunque existen varios modelos de bombas y
configuraciones de pozos, que requieren la inyección por el espacio anular hacia la
tubería). La Figura No.16 muestra una instalación típica de la bomba tipo jet, con la
inyección del fluido de potencia por la tubería.
33
Figura No.16. Instalación típica del Sistema de Bombeo hidráulico tipo Jet
El bombeo tipo jet presenta una baja eficiencia respecto a los otros métodos, debido
a su alto requerimiento de potencia por cada barril producido. Sin embargo para
muchos operadores de pozos de gas, ven una gran ventaja de este sistema, debido a
que no posee muchas partes móviles en su configuración mecánica. El problema
mas grande que presenta, es que la potencia neta de succión requerida (NPSHr), es
la mas alta comparada con cualquier método de levantamiento.
Si la presión neta de succión disponible (NPSHd) cae por debajo de los NPSHr, la
bomba cavitara a la entrada de la garganta, de manera que el incremento en la
rugosidad de la garganta generara suficiente perturbaciones en el flujo, evitando la
succión de fluidos.
Tradicionalmente bombas tipo jet en pozos completados con empacaduras, no son
del todo efectivos para el proceso de remoción de líquidos en pozos de gas, debido a
que el espacio que existe entre la bomba y la tubería para la circulación del fluido de
potencia con la del pozo es tan mínimo, que para producir la cantidad de gas que se
requiere del pozo, se necesita una velocidad tal, que la bomba entraría en cavitacion
y el sistema obviamente no seria efectivo.
Sin embargo, en los últimos 20 años, los fabricantes de bombas tipo jet, han
desarrollado sistemas tipo jet particulares para ser instalados en tubería continua o
“coiled tubing”. Estas tuberías continuas son de menor diámetro y pueden ser
34
instaladas dentro de la tubería de producción, con el sistema de bombeo jet en el
fondo. El fluido de potencia es inyectado por la tubería continua, pasando por la
bomba jet y mezclándose con el fluido del fondo, para luego retornar por el espacio
anular tubería de producción-tubería continua.
El sistema de bombeo tipo jet utilizado con tubería continua puede operar
efectivamente siempre y cuando, se haya diseñado la bomba dentro del rango de
capacidad de producción del pozo, así como la disponibilidad de mantener un buen
margen de operación con el fluido de potencia, es decir; disponibilidad de presión
de superficie.
Fácilmente la sarta de tubería continua puede ser removida del pozo, como tambien
un buen plan de mantenimiento rutinario debe llevarse a cabo en la bomba, para
verificar que todos sus componentes esten en buen mecánico, debido a los efectos
de desgaste que el material de la bomba puede presentar producto del ataque de
agentes erosivos como arena, hidratos en el gas, acción del H2S & CO2 como
componentes del gas, etc., que pueden disminuir la efectividad del levantamiento.
Entre las ventajas que este sistema ofrece, se pueden mencionar las siguientes:
Es que las bombas pueden ser removidas del pozo sin taladro, solamente
utilizando unidad de guaya fina.
No posee partes móviles en el fondo.
No presenta problemas en pozos desviados.
Puede ser aplicado en instalaciones costa afuera
Puede usar agua con fluido de potencia
Tratamiento para la emulsión, corrosión y escamas, es muy simple.
Disponible para instalar con tuberías continuas y específicamente para la
remoción de líquidos en pozos de gas, con capacidad de instalarse a
profundidades mayores a 12,000 pies.
Entre sus desventajas se tiene:
Que es un sistema no muy efectivo cuando las presiones caen en los niveles
de cavitacion en la bomba
Sensible ante cualquier cambio en el presión del pozo
La producción de gas en solución a nivel de la bomba reduce la eficiencia
del levantamiento de líquidos
Requiere alta presión del fluido de potencia en superficie, lo que en algunos
casos puede presentarse riesgoso.
2.4.4. Gas Lift
En términos generales, el sistema de levantamiento por gas (LAG) o “Gas Lift”, en
sus siglas en ingles; es una técnica de levantamiento artificial muy efectiva y que ha
35
sido evaluada por mas de 50 años. Cerca de un 80% del beneficio ofrecido por esta
técnica, proviene de la disolución del gas en la columna de petróleo y en el buen
desempeño de las características de transporte de los fluidos hacia la superficie. El
20% remanente de este beneficio, esta relacionado con los efectos de la velocidad
del gas cuando arrastra las partículas de petróleo en conjunto con los demás fluidos.
La Figura No.17 muestra un esquema típico de una instalación de levantamiento
artificial por gas o LAG. Allí se pueden observar todos sus componentes mínimos
en la completacion, tales como; empacadura, mandriles de LAG (parte a) y las
válvulas de LAG (parte b).
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
..
.
.
.
.
.
.
.
.
.
..
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
.
..
.
.
.
.
.
.
.
.
.
. Inyección de Gas
Mandril de LAG
Empacadura
Punto de Inyección
(a)
(b)
Figura No.17. Esquema típico de una instalación de
Levantamiento Artificial por Gas (LAG) (a), Válvula de LAG (b)
Entre las características mas destacadas de este método, se cuentan las siguientes:
La inyección puede ser de anular a tubería o viceversa, aunque el sistema
más común es de anular a tubería.
Se disminuye la densidad de los fluidos en la columna.
La expansión del gas inyectado ayuda al desplazamiento líquido de los
fluidos hasta superficie.
Requiere del suministro de gas a alta presión.
Método eficiente hasta profundidades <12,000 pies
36
Maneja producción de arena, siempre y cuando esta no pase por la válvula
de LAG.
Bajo mantenimiento, puesto que las válvulas de LAG son removibles
mediante operaciones de guaya fina.
La habilidad que tiene el petróleo de absorber gas, depende de las características
propias del crudo, aunque ciertos crudos pueden absorber más gas como para
disminuir mucho mas su gravedad especifica. Un ejemplo de esto seria, si un crudo
de 55º API (=0.759 relativo al agua), en un pozo de 3000 pies de profundidad, el
peso equivalente de la columna hidrostática seria de 980 lpca aproximadamente. Si
la inyección de gas puede disminuir la densidad del crudo de tal forma, que el peso
de la columna hidrostática sea disminuido a 850 lpca aproximadamente, la gravedad
equivalente del crudo seria equivalente a 84º API, reduciendo la caída de presión en
promedio de 13%.
Esta reducción de la contrapresion es muy importante, pero el mejor beneficio viene
dado por el gas no disuelto que genera espacios vacíos, los cuales disminuyen la
presión de fondo. El mejor beneficio viene a la final, de la habilidad del gas para
transportar los líquidos con menor densidad.
El agua por su parte, presenta muy baja habilidad para absorber gas natural, por lo
que esta propiedad prácticamente se pierde. Como ejemplo, en una columna de agua
saturada con gas a 1300 lpca y 70ºF, puede absorber apenas un 0.15% de su masa,
reduciendo insignificantemente la gravedad especifica. Como la absorción del gas
por parte del agua es prácticamente nula, la remoción de los líquidos del fondo en
pozos de gas mediante este método, apenas se beneficia en un 20% según los
expertos.
El sistema de levantamiento artificial por gas utiliza cinco veces mas energía, que
cualquiera de los otros métodos de levantamiento utilizados para la remoción de
líquidos en pozos de gas y las mayoría de las aplicaciones conocidas y presentadas
por varios autores, es mediante la inyección de gas por el espacio anular tubería-
revestidor, en un pozo de gas sin empacaduras o “Poor Boy Gas Lift” en su
terminología en ingles, y sin válvulas de LAG. En la mayoría de los casos, no se
reportan los resultados de estas aplicaciones en los pozos de gas evaluados.
Este sistema es tan versátil, que pueden presentarse variantes en su aplicación, para
diferentes escenarios o situaciones particulares de pozos.
Entre las variantes más comunes, se pueden mencionar las siguientes:
Inyección continua de gas
Inyección intermitente de gas
Cámaras acumuladoras
Pistón metálico (presentado en la sección No.2.4.1)
37
La inyección continua de gas es mayormente aplicado a pozos de mediana a alta
productividad, donde la energía del yacimiento es capaz de suministrar fluido en
forma continua para que la inyección de gas en su punto mas profundo de la
completacion, permita la disminuir la densidad del fluido y levantar el mismo
eficientemente y en forma continua. Estas variantes pueden observarse en la Figura
No.18.
Figura No.18. Sistema de Levantamiento Artificial por Gas, y algunas variantes
en la inyección
La inyección intermitente aplica mas a los pozos de baja productividad, donde la
energía del yacimiento es tan baja, que requiere de periodos de cierre cortos en
superficie, para acumular presión en el fondo e inyectar el gas en lote por un
determinado periodo de tiempo, generando ciclos de inyección de gas por día. Esta
aplicación puede llevarse a cabo mediante la instalación de una válvula especial de
LAG para este sistema, el cual actúa automáticamente para realizar la inyección
intermitente del gas, mediante un dispositivo de apertura y cierre localizado en la
válvula, calibrado por las presiones diseñadas para tal fin.
Otra modalidad de la inyección intermitente, es mediante la instalación de una
válvula controladora de superficie que abre y cierra la línea de producción al flujo,
basado en tiempos de ciclos calculados según diseño.
Continuo Intermitente Chamber PlungerContinuoContinuo IntermitenteIntermitente ChamberChamber PlungerPlunger
38
Dos variantes adicionales de la inyección intermitente, es la aplicación de las
cámaras acumuladoras y el pistón metálico.
Las cámaras acumuladoras o “Chamber” en su terminología en ingles, se aplican
igualmente en pozos de baja productividad, con la diferencia que aquí se puede
utilizar un arreglo de dos empacaduras espaciadas de tal forma para entrampar un
volumen determinado de fluidos, y un pequeño dispositivo instalado en la
empacadura superior, para la inyección de gas en forma cíclica. Para esto, es
igualmente necesaria la instalación de una válvula controladora en superficie, que
permite realizar el cierre y apertura de la línea de producción, y un dispositivo a
instalar a nivel de la tubería y entre las dos empacaduras, para comunicar el fondo
del pozo con la cámara.
La variante adicional es la de instalar una cámara diseñada especialmente para
acumular los fluidos en el fondo, acompañada de una válvula de LAG especial para
esta aplicación. Ambos escenarios (cámara y arreglo de dos empacaduras), permite
la acumulación de fluido para realizar la inyección intermitente.
El sistema del pistón metálico (previamente descrito en la sección No.4.4.1), es otra
variante adicional del método intermitente de inyección de gas.
2.4.5. Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP)
El sistema de Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP), representan un excelente
método de levantamiento artificial, basado en bombas de desplazamiento positivo
operadas a velocidades flexibles, capaces de manejar cierta cantidad de sólidos. Su
gran enemigo, es la compresión del gas libre en la bomba. La Figura No.19, muestra
un esquema de la instalación típica del sistema BCP en pozos de petróleo y gas.
Al igual que en el método de bombeo mecánico clásico (bomba de subsuelo
accionada por una sarta de cabillas y unidad de bombeo en superficie), requiere de
una sarta de cabillas y un motor eléctrico en superficie, el cual hace girar el rotor de
la bomba dentro del estator. El sello mecánico de desplazamiento lo compone un
elemento elastomerico dentro del estator, cuya función es garantizar el
desplazamiento positivo de los fluidos en movimiento con la acción del rotor hacia
la superficie.
Entre las características mas destacadas de este método, se cuentan las siguientes:
Fácil recuperación de la bomba con taladros pequeños de rehabilitación
Costos moderados
Bajo perfil
Alta eficiencia eléctrica
Disponibilidad de elastómeros para ambientes ácidos y altas temperaturas
39
Capaz de manejar mayor cantidad de sólidos que cualquier otro método de
bombeo.
Figura No.19. Instalación típica del sistema de Bombeo de Cavidad Progresiva o
BCP.
Si la bomba llegara a presentar 100% de gas dentro del estator, la bomba es capaz
de comprimir el gas hasta la presión de descarga de la misma y el calor de
compresión, quemaría el elastómero en el estator en segundos, resultando en una
gran falla de bombeo. Sin embargo, el sistema BCP puede manejar una cierta
cantidad de gas siempre y cuando, la bomba sea alimentada por una cantidad
significativa de líquido, que pueda arrastrar el calor de compresión generado por el
gas.
Este sistema como alternativa para la remoción de los líquidos en pozos de gas, ha
sido bien estudiado y evaluado exitosamente en pozos equipados con un controlador
de velocidad del motor en superficie y con un buen conocimiento de la producción
del pozo. En todo caso, la bomba puede ser instalada por debajo de las
perforaciones, para garantizar el levantamiento neto de la columna de líquidos en el
fondo.
40
2.4.6. Bombeo Electro Sumergible (BES)
Las Bombas Electro Sumergibles o BES, son unas bombas dinámicas que utilizan
múltiples etapas para levantar la presión del fluido suficientemente, para convertirse
en la columna de fluido que representaría la presión estática por encima de la
bomba. Históricamente estas bombas han sido instaladas en pozos de altos
volúmenes y alto potencial de producción, raramente apropiadas para la remoción
de líquidos en pozos de gas. La Figura No.20, muestra una instalación típica de un
sistema de bombeo electro sumergible.
Entre las características mas destacadas de este método, se cuentan las siguientes:
Método por excelencia capaz de levantar cantidades de fluidos hasta
mayores a 20,000 bpd.
Limitado por la profundidad del pozo, con aplicaciones no mayores a
13,000 pies (perdidas de energía en el cable).
Simple operación.
Alto requerimiento de energía eléctrica para suministro de la bomba.
Limitado en ciertas circunstancias por la producción de arena y la
precipitación de carbonatos.
Requiere de facilidades adicionales en superficie, para la instalación y
adecuación de los componentes. Este se torna más limitativo en
operaciones costa afuera.
Costos por levantamiento generalmente bajos, para el caso de pozos de
altos volúmenes de producción.
Muchos fabricantes de bombas electro sumergibles, han desarrollado bombas de
baja capacidad para aplicaciones de remoción de líquidos en pozos de gas y su
aplicación seria efectiva si y solo si, el potencial de producción del pozo, la
capacidad de la bomba y la presión neta de succión disponible (NPSHd), son muy
conocidos. Por el contrario, si la NPSH cae por debajo de la presión neta de succión
requerida (NPSHr), entonces la bomba presentara cavitacion y experimentara el
desgaste del material, el cual estaría fuera del control desde superficie.
41
Figura No.20. Instalación típica del Sistema de Bombeo Electro Sumergible
2.5. Sistema de Inyección de Agua en Fondo
Hablar acerca de la inyección de agua en fondo en un pozo de gas, se refiere simplemente
al caso opuesto de producir el agua hacia la superficie. En este caso, se trata de inyectar el
agua preferiblemente en una zona permeable por debajo de la zona de gas. Varios métodos
han sido aplicados para inyectar agua en pozos de gas. Los mismos son resumidos en un
trabajo presentado en 1997 por Williams y col.14
(1997).
El más resaltante de todos y el más aplicado, es el uso de un niple especial de asentamiento
con sistema de bypass incorporado, en una completacion con bombeo mecánico tradicional.
La Figura No.21, muestra un esquema característico de este tipo de instalación.
Bomba
Intake
Protector
o Sellos
Cable
Motor
Tuberia
Casing
Cabezal del Pozo
Transformador
Cable de Servicio
Variador de Frecuencia
Caja de Venteo
Bomba
Intake
Protector
o Sellos
Cable
Motor
Tuberia
Casing
Cabezal del Pozo
Transformador
Cable de Servicio
Variador de Frecuencia
Caja de Venteo
42
Figura No.21. Sistema de inyección de agua en fondo, en un pozo de gas completado
con bombo mecánico convencional
En este tipo de completacion, la tubería lleva una empacadura la cual es asentada por
encima de la zona de permeable para la inyección del agua. Un niple de asentamiento
especial que presenta un sistema de bypass diseñado mediante agujeros y mecanismo de
control, permite que el agua producida por la zona de gas, una vez que se asiente en el
fondo por la diferencia de densidad, entre a la tubería mediante el niple de asentamiento y
en cada ciclo descendente de la sarta de cabillas y la bomba de subsuelo, esta generara la
presión suficiente para desplazar el agua hacia el fondo e inyectarla en la zona permeable
por debajo de la empacadura.
Existen otros mecanismos que son insertados en la bomba de subsuelo, para que generen un
mejor sello al desplazarse la bomba de subsuelo en su carrera descendente, de manera que
se garantice una alta efectividad de inyección. Obviamente, todo dependerá de que tan
permeable sea la formación a inyectar el agua y pruebas de inyectividad deberán llevarse a
cabo previa a la completacion, para llevar a cabo un mejor diseño de la bomba de subsuelo,
sus componentes y los dispositivos especiales para la inyección (bypass, niples, etc.).
Otra variante de la inyección de agua en el fondo, es mediante el uso de separadores de
fondo tipo turbinas
43
2.6. Proceso de Evaporación de Agua
Un término muy básico para iniciar lo que significa la evaporación del agua contenida en
una fuente de gas natural, es necesario resaltar lo que muestra la Figura No.22 (tomado del
GPSA Engineering Data Book, edición 2004). Aquí es claramente determinante, que a
medida que la presión disminuye a una temperatura dada del sistema, la evaporación del
agua incrementa de tal modo, que se incrementa el vapor de agua en el gas.
Figura No.22. Contenido de Agua en los Hidrocarburos Gaseosos (tomado del GPSA Data
Book, Fig.20-3, edición 2004).
44
Un ejemplo con esta figura lo podemos observar en un caso hipotético de un yacimiento de
gas cuya temperatura sea de 150 ºF, si la presión se reduce de 200 lpc a 25 lpc, el contenido
de agua en la corriente de gas se incrementaría de 800 lbm/MMpie3 a 8000 lbm/MMpie
3.
Estas 8000 lbm representan más de 20 bls/MMpie3 de agua, de manera que si la presión del
cabezal disminuye, el pozo producirá agua en forma de vapor.
El vapor de agua es un gas y no una mezcla bifásica, por lo tanto; no existen ineficiencias
interfaciales y para efectos del proceso de remoción de líquidos del pozo (caso de la
velocidad crítica del gas), no es necesario tomar en consideración la velocidad del vapor.
Por otra parte, el agua producida de los yacimientos no es del todo pura y los sólidos
disueltos en el agua, no podrán ser transportados con el vapor de agua. Por ejemplo, para un
pozo que produce 10,000 mg/lt de sólidos totales disueltos, cada barril de agua que se
evapora, depositaria aproximadamente 3.5 lbs de sólidos, lo cual ocasionaría en la mayoría
de los casos, taponamientos en la tubería de producción, en alguno de sus componentes, en
las perforaciones o a nivel mismo del yacimiento.
En estos casos, si el proceso de evaporación es considerado para la remoción de agua en
pozos de gas, debe considerarse en su programación, un plan para la evaluación y/o
mitigacion de los posibles precipitados, que generalmente son de naturaleza salina. Algunos
procesos para la mitigacion de este problema, son los tratamientos químicos reactivos para
prevenir la acumulación de estos precipitados. En algunos casos la inyección de agua
caliente y lavados ácidos, contribuyen con la remoción de las acumulaciones salinas en las
facilidades de superficie.
2.7. Uso de Eyectores
Los eyectores al igual que las bombas hidráulicas tipo jet, son dispositivos termo-
compresores que transfieren momento desde un sistema de alta velocidad, a un sistema de
baja velocidad y luego convierte la velocidad resultante en presión, en un boquilla
divergente.
La Figura No.23, muestra las diferencias principales entre la configuración típica de una
bomba hidráulica tipo jet y un eyector.
45
Figura No.23. Principales diferencias de configuración y comportamiento de los
perfiles de presión y velocidad, entre una bomba jet y un eyector (“eductor”, en sus
siglas en ingles).
Las bombas tipo jet son dispositivos diseñados para fluidos incomprensibles, mientras que
los eyectores; presentan un grupo de zonas o boquillas convergente-divergente, diseñado
para albergar fluidos comprensibles.
Los eyectores son instalados en el mejor punto seleccionado en las facilidades de
superficie, y no requiere de equipos adicionales de fondo para su funcionamiento. Para tal
fin, se requiere de una fuente externa de gas a alta presión, la cual puede provenir desde un
compresor de gas disponible en superficie, de un pozo de gas de alta presión vecino o, de
un sistema de distribución de gas alta presión.
Su función básica en el proceso de remoción de líquidos en pozos de gas marginales, es la
de minimizar la presión de tubería en superficie, garantizando mantener la velocidad del
fluido por encima de la velocidad critica y de esta forma, los líquidos podrán ser
transportados en la corriente de flujo sin precipitación.
46
CAPITULO No.3 Nuevas Tecnologías en la Remoción de Líquidos en Pozos de Gas
47
3. Nuevas Tecnologías en la Remoción de Líquidos en Pozos de Gas
3.1. Compresión de Gas en Fondo
La necesidad de maximizar la producción de muchos campos de gas maduros, han
conllevado a varias empresas en desarrollar nuevas tecnologías que garanticen producir los
pozos en optimas condiciones, especialmente en los casos cuando la formación de líquidos
en el fondo comienzan a generarse, donde la presión de fondo fluyente es necesaria
disminuirla en este caso, así como también la de prolongar la presión de abandono del
yacimiento.
Di Tulio y col.15
(2009), desarrollaron un prototipo de compresor de gas en fondo
denominado “DGC”, proveniente de los vocablos en ingles “Donwhole Gas Compressor”,
el cual incluye las fases de diseño, manufactura y prueba, en un circuito cerrado simulando
las condiciones de producción de ciertos yacimientos de gas.
Este prototipo esta siendo ajustado para cubrir un rango amplio de flujo de gas,
composición y diferentes condiciones de yacimiento. La Figura No.24 muestra un esquema
genérico con la vista interna de uno de los tres módulos compresores.
Figura No.24. Vista interna de uno de los módulos compresores del sistema DGC, indicando el
flujo de gas resaltado en rojo.
La aplicación de la tecnología de compresión de gas en fondo, luce muy prospectiva debido
a las siguientes razones:
a) Aceleración de la producción temprana y mantenimiento de la misma en nuevos
desarrollos de campos de gas.
48
b) Bajo costos de rejuvenecimiento de campos maduros de gas, caracterizados por baja
presión del yacimiento y la acumulación de líquidos en el fondo de los pozos.
c) Optimización de la producción de gas por pozo y maximización del factor de
recobro en los yacimientos de gas con poco impacto ambiental.
El sistema DGC posicionado lo mas cercano a las perforaciones del pozo, puede mejorar el
desempeño del levantamiento de los fluidos e incluso, mas eficiente que cualquier otro
método de levantamiento artificial utilizado para pozos de gas.
La tecnología desarrollada en el sistema DGC, contiene un número de módulos
compresores ensamblados en serie. Cada modulo comprende un compresor de alta
velocidad, el cual se mueve gracias a la acción de varios motores con magnetos
permanentes, soportados por un sistema de sellos de gas y energizados por invertidores
individuales de alta frecuencia, diseñados especialmente para las condiciones de fondo. La
potencia eléctrica es transmitida hacia el fondo, por intermedio de un enlace de corriente
directa.
En la fase de selección del pozo candidato para la aplicación del sistema DGC, se
desplegaron las siguientes premisas:
a) Pozo de gas seco o gas húmedo completado con revestidor de producción de 7 pulg
o mayor, con sarta de producción simple sencilla, de mediana a alta productividad,
presión de fondo fluyente menores o iguales a 20 bares (290 lpca), temperatura de
fondo fluyente menores a 110 ºC y una baja a moderada producción de sólidos (no
cero).
b) Disponibilidad de energía eléctrica en la localización del pozo.
c) Que los beneficios en la producción sean alcanzados mediante el incremento de la
caída de presión o “drawdown”, estabilización del régimen de flujo en el fondo y la
integración del sistema DGC con un sistema de compresión central (si esta
disponible).
d) Que se incremente el factor de recobro mediante el incremento de la capacidad de
levantamiento de fluidos en la tubería y el ajuste de la presión de abandono del
yacimiento.
Basado en estos criterios, muchos pozos de gas alrededor del mundo fueron evaluados,
resultando seleccionado un pozo en tierra de un yacimiento de gas maduro, localizado al
sur de Italia.
Posterior a la implementación del sistema DGC en el pozo seleccionado, se llevaron a cabo
los siguientes procesos de monitoreo, análisis y diagnostico:
i. Se genero un modelo de balance de materiales 2D totalmente calibrado con la data
de producción antes y después de la instalación del sistema, para predecir el
desempeño futuro del yacimiento, las curvas de desempeño individuales por pozo,
curvas de oferta del yacimiento o curvas IPR, y para estimar el potencial recobro del
gas remanente en sitio.
49
ii. Se generaron curvas IPR basadas en la variación de la presión del yacimiento en el
tiempo, versus las curvas de levantamiento o curvas de demanda.
La evaluación final del sistema DGC en el pozo seleccionado, arrojaron los siguientes
resultados:
a) El sistema DGC maximiza la producción de gas en el tiempo en un 45%, mediante
la disminución óptima y efectiva de la presión de fondo fluyente, manteniendo así el
flujo de gas por encima de la velocidad crítica y evitando de esta manera, la
acumulación de líquidos en el fondo del pozo.
b) Permite extender el ciclo de vida del pozo en un periodo de 2 años mas, mejorando
el máximo recobro de las reservas remanentes de gas en el yacimiento y alargando
el desmantelamiento futuro del campo.
50
CONCLUSIONES
La carga de líquidos es una parte inherente del ciclo de vida de un pozo de gas y que
ocurrirá, como un resultado de los cambios físicos a nivel del yacimiento y las tasas de
producción. Esta carga de líquidos incrementara la presión de la columna hidrostática en la
tubería, afectando la producción de gas hasta el punto, que puede matar por completo el
pozo. Para esto, es altamente necesario el monitoreo de los parámetros de producción del
pozo, en forma de que pueda ser diagnosticado la carga de líquidos en forma temprana,
mediante la evaluación de la velocidad critica del fluido producido y las técnicas de análisis
nodal.
Muchos enfoques han sido presentados para la remoción de los líquidos producidos en
pozos de gas, los cuales van desde soluciones mecánicas, químicas y levantamiento
artificial, cuya aplicación particular dependerá de las condiciones propias del pozo.
Tal y como fue discutido en el Numeral 2.4, en referencia a los métodos de levantamiento
artificial para la remoción de los líquidos en pozos de gas, en la sección de apéndices, se
presentan dos tablas las cuales representan una guía muy general de algunas ventajas y
desventajas de cada uno de los métodos discutidos en el presente trabajo y que la aplicación
de cada uno de ellos, dependerá de las circunstancias individuales de los pozos,
disponibilidad de los recursos y requerimientos de las empresas operadores en particular.
Sin embargo, estas soluciones mecánicas han estado presentes en el mercado por años, pero
no todos los casos son las mejores opciones.
El uso de las sartas de velocidad puede ser más efectivo en pozos de alto potencial de
producción y puede ser una solución a largo plazo. Sin embargo, estas sartas de velocidad
tendrían que ser redimensionadas a futuro, a medida que la energía del pozo disminuye en
el tiempo.
La instalación de los pistones metálicos va más dirigida en pozos de bajo potencial y
diámetros de tuberías pequeños, los cuales contribuyen en la disminución del resbalamiento
de líquido en las paredes de la tubería y la remoción de los líquidos del fondo. Los pozos
con alta relación gas liquido, cae en la categoría para esta aplicación. En pozos con alta
presión de yacimiento, la misma puede ser capaz de levantar el peso del pistón metálico
más el líquido hasta la superficie mientras que en pozos de bajo nivel de presión, se
requiere de fuente externa de gas a alta presión para accionar el dispositivo mecánico.
Las bombas hidráulicas tipo jet son de fácil instalación, producen altas tasas de producción
y reflejan bajo costos de mantenimiento. Sin embargo, los costos iniciales son de alta
consideración, al igual que los altos requerimientos de potencia.
Pozos con una alta producción de agua y alto potencial de producción, las bombas electro
sumergibles pueden ser una buena opción para este caso. Sin embargo, todas las variables
asociadas para la instalación de este método deben ser analizadas; en especial, si el agua de
formación tiene tendencia a precipitar carbonatos, los cuales podrían precipitar en los
51
alabes internos de las etapas de la bomba y por ende, disminuir la eficiencia de bombeo
hasta el punto de poder bloquear la bombea completamente.
Para pozos de muy bajo potencial, posiblemente la mejor opción sea la instalación del
sistema de bombeo mecánico convencional, cuyos costos iniciales y de energía, pueden ser
muy considerables pero que a la larga, los costos de mantenimiento y servicio pueden ser
reducidos.
El uso de gas como método de levantamiento artificial, utilizado para incrementar la
velocidad del fluido por encima de la velocidad critica, será viable siempre y cuando, se
disponga de una fuente de gas a alta presión.
La ciencia de los surfactantes, ha desarrollado espumantes a un nuevo nivel y los
espumantes químicos líquidos disponibles actualmente, ofrecen una opción de tratamiento
flexible y versátil para el control de la densidad de la mezcla de fluidos y por ende, el gas
poder acarrear los líquidos en mejor forma hasta la superficie.
52
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53
ANEXOS
54
Bombeo MecanicoInyeccion de
Espumas
Bombeo Hidraulico
tipo Jet
Bombeo
Electrosumergible
(BES)
Gas Lift
(LAG)Plunger Lift
Bombeo de
Cavidad Progresiva
(BCP)
Diseño relativamente
simple
Alternativa mas
econcomica para
probar inicialmente
Removibles sin la
remocion de la
tuberia
Capaz de levantar
altos volumenes de
liquidos,
demostrandose que
para pozos de gas,
los volumenes son
<100 bpd.
Puede manejar
solidos, siempre y
cuando la arena no
pase por las valvulas
de LAG.
Facil instalacion y/o
remocion, sin la
intervencion de
taladro de
reacondicionamiento
Algunos tipos de
bombas son
recuparadas con las
cabillas
La bomba de
subsuelo puede ser
asentada por debajo
de las perforaciones
(mejor aplicacion
para los pozos de
gas)
Puede ser aplicable
mediante (1) barras
de jabon, (2)
inyeccion por el
espacio anular
tuberia-revestidor,
(3) inyeccion en
fondo mediante una
tuberia capilar, (4)
inyeccion por baches
o lotes dentro de la
tuberia
No presentan partes
moviles en el fondo.
No presentan
problemas en pozos
desviados ni hoyos
torneados
Disponibilidad de
tecnicas especiales
para su
asentamiento por
debajo de las
perforaciones
Puede producir
pequeñas
cantidades de
liquidos, utilizando
sartas tipo Macaroni.
Excelente para pozos
de bajo potencial.
Requiere como
minimo de 400
pie3/bls por cada
1000 pies, y presion
de operacion del
revestidor de 1.5
veces la presion de
la linea
Nuevos sistemas
diseñados con
estatores, rotores y
sellos metal-metal,
resistentes a las
altas temperaturas.
Hasta los momentos,
no afectan a la
remocion de liquidos
en pozos de gas.
Las unidades de
bombeo pueden
facilmente ser
movidas de una
localizacion a otra.
Trabajan mejor con
el agua, aunque
nuevos productos
pueden manejar
cierta concentracion
de condensados,
pero a mayor costo
Puede ser aplicado
en instalaciones
costa afuera.
Puede utilizar agua
como fluido de
potencia
Simple operacion y
no obstruye
localizaciones
urbanas
Flexible para
cambiar la aplicacion
de inyeccion
continua a
intermitente, con
piston metalico,
camara de
acumulacion, etc., a
medida que el pozo
declina.
Mas usado en
tuberias de 2-3/8" y 2-
7/8", con ciertas
aplicaciones en
tuberias de menor y
mayor diametro
Capaz de manejar
mayor cantidad de
solidos que otras
bombas
Es eficiente, simple y
facil para su
operacion
No requiere de
partes moviles en
fondo, solo el punto
de inyeccion en
fondo
Facil manejo para el
control de la
corrosion y
tratamientos para los
carbonatos
Sensor de fondo de
facil instalacion para
el monitoreo de la
presion
Simple operacion y
no obstruye
localizaciones
urbanas
Quizas, el mejor
metodo de
levantamiento para la
remocion de liqudios
en pozos de gas
Aplicaciones > 8,000
pies en pozos de
bajo potencial
Aplicable para pozos
con hoyos reducidos
y multiples
completaciones
Puede ser aplicado
en pozos con
empacaduras
El uso de coil tubing
y bomba jet, es
especialmente
diseñado para la
remocion de liquidos
en pozos de gas
Aplicable en
instalaciones costa
afuera
Facil en la obtencion
de presiones de
fondo y gradientes
Aplicable en
instalaciones costa
afuera
Costo moderado y
de bajo perfil
Flexible - puede
representar tasas de
desplazamiento con
el potencial de
produccion, a
medida que declina
el pozo
Puede aplicarse en
conjunto con otros
sistemas tales como;
sartas de velocidad,
piston metalico en
algunos casos, gas
lift, etc.
Aplicable hasta
profundidades de
15,000 pies
Facil manejo para el
control de la
corrosion y
tratamientos para los
carbonatos
Levantamiento de
liquidos en pozs de
gas, no es un
obstaculo
Mantiene la tuberia
libre de
desposiciones de
parafinas y
carbonatos (en
menor escala)
Alta efciencia
electrica
Puede utilizar gas o
electricidad como
fuente de energia
Disponibilidad para
diferentes tamaños
de revestidores
Servicio de
mantenimiento
mediante guaya fina
Puede ser utilizado
en conjunto con la
inyeccion
intermitente de gas
Puede ser utilizado
con motor de fondo
(caso de las
BESBCP)
Facil manejo para el
control de la
corrosion y
tratamientos para los
carbonatos
Costos por
levantamiento
generalmente son
bajos. Posiblemente
la eficiencia
disminuya <500 bpd
Aplicable en
instalaciones costa
afuera
Mejor aplicacion con
empacadura
asentada en fondo
Algunos tipos de
bombas, son
recuperadas con las
cabillas (tipo
insertables)
Disponibilidad de
bombas especiales
para el manejo de
solidos e
hidrocarburos
gaseosos. Aplicable
hasta profundidades
de 16,000 pies
Posible instalacion a
profundidades
>14,000 pies, pero
las perdidas de
energia electrica y
de presion, deben
ser evaluadas. Mejor
aplicacion a
profundidades <
10,000 pies
Posible instalacion >
10,000 pies, pero no
es muy comun.
Dependera de la
presion de inyeccion
disponible en
superficie, para
llegar hasta la
valvula de LAG mas
profunda y descargar
los fluidos
Posible instalacion a
profundidades
mayores a 14,000
pies, para pozos de
muy bajo potencial
ANEXO No.1
Ventajas de los Sistemas de Levantamiento Artificial
(ajustado de Kermit E. Brown, 1982)
55
Bombeo MecanicoInyeccion de
Espumas
Bombeo Hidraulico
tipo Jet
Bombeo
Electrosumergible
(BES)
Gas Lift
(LAG)Plunger Lift
Bombeo de
Cavidad Progresiva
(BCP)
Alta produccion de
solidos puede ser un
problema para la
bomba
Requiere continua
inyeccion de
quimicos, lo cual
conduce a mayores
costos a medida que
el volumen de
produccion
incrementa (> 100
bpd)
Sistemas de
potencia con
hidrocarburos,
representan un
riezgo de fuego
No muy eficiente
para bajos
volumenes, pero
puede diseñarse
para bajos
volumenes en pozos
de gas.
Levantamiento por
gas, no esta siempre
disponible
Requiere mayor
supervision para
realizar los ajustes
apropiados a los
controladores
electronicos
Los elastomeros
presentes en el
estator, pueden
hincharse en la
presencia de ciertos
fluidos producidos
Pozos de gas
usualmente
presentan valores
del factor
volumetricoh mas
bajos. En este caso,
La bomba puede
inatalarse por debajo
de las perforaciones
para mejores
resultados
Aceleran el proceso
de corrosion en la
mayoria de los
casos. Inhibidores
de corrosion son
siempre necesarios
Requiere de
presiones de entrada
a la bomba de un 20-
25% de la caida de
presion en la tuberia,
cuando se presentan
mas de un 10% de
agua en el fluido
Solo aplicable con
energia electrica,
con altos
requerimientos de
voltajes (1,000 V)
Problemas de
hidratos y
congelamiento en el
gas
Puede ocasionar
daños mecanicos a
nivel de superficie, si
el piston viaja a
excesivas
velocidades de
ascenso
Puede perder
eficiencia
(produccion en
reversa incrementa
con la profundidad).
Profundidad limitada
a 8,000 pies
usualmente, para
pozos de bajo
potencial
La profundidad es un
limite, debido a la
capacidad de carga
de la sarta de
cabillas
La concentracion de
espuma requiere
ajustes, por lo que la
espuma se rompe a
nivel de superficie
Altas presiones de
superficie son
requeridas, lo que
resulta en un factor
de seguridad
Costoso cuando se
tratan de ajustar los
equipos de
superficie y de
fondo, a los cambios
de produccion.
Generalmente el
VSD puede ser
reusado.
Algunas dificultades
para anlaizar el
comportamiento de
inyeccion
La produccion de
solidos puede
generar
atascamiento del
piston
Rotacion de la sarta
de cabillas,
generalmente ofrece
desgaste en las
paredes internas de
la tuberia, pero con
soluciones
disponibles para
mitigar el mismo
Puede obstruir
localizaciones
urbanas
Las barras de jabon
no siempre llegan al
fondo del pozo
El diseño del
sistema es mas
complejo
El cable de potencia
usualmente genera
problemas en el
manejo y operacion
de las tuberias
Dificultades para
producir pozos
profundos hasta su
agotamiento
Eventualmente
puede cesar la
produccion, a medida
que el pozo se
depleta
Frecuentemente
usado para el
manejo de alta
produccion de
solidos, pero que
puede igualmente
afectar la integridad
de la bomba.
Producir a bajas
RPM, puede
facilmente manejar
los solidos
No muy aplicable en
instalaciones costa
afuera, debido a su
peso y tamaño de
las unidades
La bomba puede
cavitar bajo ciertas
condiciones de baja
presion
Cable de potencia se
deteriora en altas
temperaturas
Problemas de
seguridad con altas
presiones de gas
Susceptible a los
problemas de
parafinas y
carbonatos
Sensible ante
cualquier cambio de
contrapresion en el
sistema
El sistema es
limitante con la
profundidad, debido
al alto costo del
cable y la falta de
transmision de
potencia electrica
hacia el fondo
(depende del
tamaño del
revestidor)
No muy rentable
cuando se trata de
campos pequeños y
de baja produccion
(altos costos por
compresion de gas)
H2S puede generar
problemas en las
cabillas
(especialmente
problemas de altos
esfuerzos). Inhibicion
quimica usualmente
trabaja bien en estos
casos
La produccion de
gas libre a nivel de la
bomba, disminuye la
habilidad en el
manejo de los
liquidos
Alta produccion de
solidos y de gas,
pueden ser un
problema para la
bomba. Bombas por
debajo de las
perforaciones,
require la instalacion
de una camisa
adiabatica, para el
enfriamiento del
motor
Problemas en el
tratamiento del agua,
cuando se utiliza
como fluido de
potencia
El tamaño del
revestidor es una
limitante
Perdidas de presion
del fluido de potencia
en el sistema
cuando falla
Puede resultar no
muy amigable para
la deteccion de
problemas, si no se
conoce bien los
principios del
funcionamiento
"know-how"
ANEXO No.2
Desventajas de los Sistemas de Levantamiento Artificial
(ajustado de Kermit E. Brown, 1982)
