UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA...
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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E INDUSTRIAS CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS PARA EVITAR EL AHOGAMIENTO DE LOS POZOS DE GAS A PERFORARSE EN EL CAMPO AMISTAD TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE PETRÓLEOS BRAYAN ANDRES ENCALADA MOREIRA DIRECTOR: ING. FAUSTO RENÉ RAMOS AGUIRRE Quito, noviembre 2017
Transcript of UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA...
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E
INDUSTRIAS
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS PARA EVITAR EL
AHOGAMIENTO DE LOS POZOS DE GAS A PERFORARSE
EN EL CAMPO AMISTAD
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERO DE PETRÓLEOS
BRAYAN ANDRES ENCALADA MOREIRA
DIRECTOR: ING. FAUSTO RENÉ RAMOS AGUIRRE
Quito, noviembre 2017
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2017
Reservados todos los derechos de reproducción
FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO
PROYECTO DE TITULACIÓN
DATOS DE CONTACTO
CÉDULA DE IDENTIDAD: 2300199375
APELLIDO Y NOMBRES: Brayan Andres Encalada Moreira
DIRECCIÓN: Av. Francisco Lizarazu N23-251 y Av.
La Gasca
EMAIL: [email protected]
TELÉFONO FIJO: NA
TELÉFONO MOVIL: (+593) 994596062
DATOS DE LA OBRA
TITULO: Análisis de alternativas para evitar el
ahogamiento de los pozos de gas a
perforarse en el Campo Amistad
AUTOR O AUTORES: Brayan Andres Encalada Moreira
FECHA DE ENTREGA DEL
PROYECTO DE TITULACIÓN: Noviembre, 2017
DIRECTOR DEL PROYECTO DE
TITULACIÓN: Ing. Fausto René Ramos Aguirre
PROGRAMA PREGRADO POSGRADO
TITULO POR EL QUE OPTA: Ingeniero de Petróleos
RESUMEN:
La producción de gas natural desde
subsuperficie mediante pozos
involucra también la producción de
líquidos como son el agua y los
condensados de hidrocarburo, debido
a que los líquidos tienen una mayor
densidad que el gas necesitan una
mayor fuerza para ser llevados a la
superficie, esta fuerza es ejercida por
la presión del fondo pero después de
un tiempo de producción el pozo se
despresuriza lo que ocasiona que los
líquidos se acumulen en el fondo del
pozo y si este problema no es
solucionado la presión hidrostática
aumentará hasta detener la
producción de gas. El objetivo general
del presente trabajo fue analizar dos
tecnologías para la prevención del
ahogamiento con líquidos de pozos
productores de gas natural en el
Campo Amistad – Bloque 6, los datos
técnicos fueron obtenidos del Banco
de Información Petrolera del Ecuador;
se hizo una simulación de los
parámetros de velocidad y caudal de
gas para la primera tecnología que es
el sizing tubing y consiste en la
colocación de un tubing de diámetro
pequeño, obteniendo resultados de
que con un tubing de 1 ¼ pulgadas de
diámetro se aumentó la producción de
un pozo en proceso de ahogamiento
en un 592%; y la segunda tecnología
es la inyección continua de agente
espumante, la cual, según la
publicación de Dowell Schlumberger,
ha provocado un aumento en la
producción del 418%. Concluyendo
que debido a que en las plataformas
offshore no se dispone del espacio
suficiente para colocar los equipos de
superficie para la inyección continua
de agente espumante y debido a que
produce mayores beneficios es más
conveniente el sizing tubing.
PALABRAS CLAVES: Pozos de gas, acumulación de
líquidos, ahogamiento.
ABSTRACT:
The production of natural gas from
subsurface through wells also
involves the production of liquids such
as water and hydrocarbon
condensates, because liquids have a
higher density than gas they need a
greater force to be brought to the
surface, this force is exerted by the
bottom hole pressure but after a time
of production the pressure drops
which causes the liquids to
accumulate at the bottom of the well
and if this problem is not solved the
hydrostatic pressure will increase
large enough to stop gas production.
The objective of the present work was
to analyze two technologies to prevent
the accumulation of liquids in natural
gas producing wells in Amistad Field -
Block 6, the technical data were
obtained from the Banco de
Información Petrolera del Ecuador; a
simulation of the gas velocity and flow
parameters was made for the first
technology that is sizing tubing and
consists of the placement of a small
diameter tubing, obtaining results that
with a tubing of 1 ¼ inches of
diameter the production of a well in
the process of liquid accumulation the
production increased by 592%; and
the second technology is the
continuous injection of foaming agent,
which, according to the Dowell
Schlumberger publication, has led to
an increase in production of 418%.
Concluding that because in offshore
platforms there is not enough space to
place the surface equipment for the
continuous injection of foam agent
and because it produces greater
benefits, sizing tubing is more
convenient.
KEYWORDS
Gas wells, liquids accumulation, hold
up.
Se autoriza la publicación de este Proyecto de Titulación en el Repositorio
Digital de la Institución.
DEDICATORIA
A mi tío quien ha sido mi soporte principal, económica y moralmente, durante
toda mi trayectoria de preparación académica y profesional y quien nunca
dejó de confiar en mí.
A mis abuelitos quienes me inculcaron buenos valores, me educaron para
ser siempre el mejor en todos los aspectos, me han demostrado su amor
incondicionalmente y han estado siempre a mi lado.
A mis padres, hermanos y toda mi familia por haber confiado y depositado
todas sus esperanzas en mí.
AGRADECIMIENTOS
Agradezco a Dios por darme la fuerza y la sabiduría necesaria para llevar a
cabo todas las metas en mi vida.
A mi tío a quien le debo el haber alcanzado esta importante meta de mi vida.
A mis abuelitos y mi familia por estar siempre pendientes de mí, por
apoyarme y guiarme por el camino correcto, los amo.
A mi director de tesis Ing. Fausto Ramos por haberme instruido durante toda
mi trayectoria académica y profesional, por toda su paciencia y tiempo
dedicados a mi aprendizaje.
A mis compañeros de clase y grandes amigos Kevin, Dayana, Gabriel,
Edwin, Juan, Andrés y Geovanna a quienes aprecio enormemente y cuyo
apoyo ha sido fundamental para alcanzar esta meta.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial por haber compartido sus
conocimientos, principios y valores a través de sus excelentes docentes y
autoridades.
A todos ellos ¡muchas gracias!
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN..................................................................................................... 1
ABSTRACT ................................................................................................... 2
1. INTRODUCCIÓN .................................................................................... 3
1.1. OBJETIVOS ........................................................................................ 9
1.1.1. OBJETIVO GENERAL ................................................................ 9
1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ....................................................... 9
2. METODOLOGÍA ................................................................................... 10
2.1. SIZING TUBING ................................................................................ 10
2.1.1. CÁLCULO DE LAS PROPIEDADES DEL GAS Y DEL AGUA .. 10
2.1.2. CÁLCULO DE LOS PARÁMETROS CRÍTICOS ....................... 10
2.1.3. CÁLCULO DE LA CURVA IPR ................................................. 10
2.1.4. CÁLCULO DE LAS CURVAS TPC ........................................... 11
2.1.5. CÁLCULO DE LA COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICA DEL
GAS .......................................................................................... 11
2.1.6. DESARROLLO DE CÁLCULOS ............................................... 11
2.2. INYECCIÓN DE AGENTE ESPUMANTE .......................................... 11
2.3. ANÁLISIS DE RESULTADOS ........................................................... 12
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN .............................................................. 13
3.1. REDUCCIÓN DE DIÁMETRO DE TUBING ....................................... 13
3.1.1. VELOCIDAD CRÍTICA .............................................................. 13
3.1.2. CAUDAL CRÍTICO .................................................................... 14
3.1.3. DIÁMETRO CRÍTICO DE TUBING ........................................... 14
3.1.4. GRÁFICO DE CAUDAL CRÍTICO ............................................. 14
3.1.5. DIMENSIONAMIENTO DEL TUBING ....................................... 16
3.1.6. CURVA DE COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA (IPR) ........ 17
3.1.7. CURVA DE RENDIMIENTO DE TUBING (TPC) ....................... 19
3.1.8. CAUDAL CRÍTICO A LAS CONDICIONES DE SUPERFICIE ... 21
3.1.9. RESULTADOS OBTENIDOS .................................................... 25
3.2. INYECCIÓN DE AGENTE ESPUMANTE .......................................... 27
3.2.1. VENTAJAS DEL AGENTE ESPUMANTE ................................. 28
3.2.2. DESVENTAJAS DEL AGENTE ESPUMANTE .......................... 28
ii
PÁGINA
3.2.3. DIAGNÓSTICO DEL POZO ...................................................... 28
3.2.4. ANÁLISIS DE RESULTADOS DE PRUEBAS DE
LABORATORIO ........................................................................ 30
3.2.5. SELECCIÓN DEL AGENTE ESPUMANTE ............................... 31
3.2.6. EXPEDIENTES RELACIONADOS ............................................ 32
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................ 34
4.1. CONCLUSIONES.............................................................................. 34
4.2. RECOMENDACIONES ..................................................................... 35
5. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................... 36
6. ANEXOS ............................................................................................... 38
iii
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Curva de declinación con cambios irregulares en la producción
de gas natural en pozos 4
Figura 2. Patrones de flujo vertical multifásico en pozos de gas 5
Figura 3. Historia de flujo en pozos de gas 5
Figura 4. Ubicación del Campo Amistad 6
Figura 5. Columna estratigráfica del Campo Amistad – Bloque 6 8
Figura 6. Caudal crítico según el diámetro de tubería 15
Figura 7. Presión de un volumen constante de líquido en distintos
diámetros de tubing 17
Figura 8. Curva IPR según el método de Fetkovich para un pozo de
gas 18
Figura 9. Curvas IPR y TPC según el diámetro de tubería de
producción 20
Figura 10. Caudal crítico en las curvas TPC 22
Figura 11. Caída de presión para cada diámetro de tubing 23
Figura 12. Agente espumante en contacto con el agua 27
Figura 13. Resultados del programa de Modelado de pozos de gas 29
Figura 14. Prueba de agitación 47
Figura 15. Prueba de inyección de nitrógeno 48
iv
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. Composición del gas del Campo Amistad 7
Tabla 2. Datos utilizados para el cálculo de propiedades del agua 13
Tabla 3. Propiedades calculadas del agua 13
Tabla 4. Datos necesarios para el cálculo del caudal crítico 14
Tabla 5. Datos utilizados para el gráfico de caudal crítico 15
Tabla 6. Datos utilizados para el cálculo de la curva IPR 18
Tabla 7. Datos utilizados para el cálculo del IP 19
Tabla 8. Datos utilizados para el cálculo de las curvas TPC 20
Tabla 9. Presiones de fondo fluyente y caudales máximos según el
diámetro de tubing 21
Tabla 10. Caudal crítico para los distintos diámetros de tubería 21
Tabla 11. Rango operacional de caudales para los distintos diámetros de
tubería 22
Tabla 12. Rango operacional de presión para cada diámetro de tubería 23
Tabla 13. Datos utilizados para el cálculo del porcentaje de volumen de
gas recuperado 24
Tabla 14. Presiones a caudal máximo y a caudal crítico 24
Tabla 15. Resultados de la expansión del gas 24
Tabla 16. Datos utilizados para el cálculo de tiempo de producción 25
Tabla 17. Resultados de tiempo de producción sin acumulación de
líquidos 25
Tabla 18. Resultados obtenidos con cada diámetro de tubería 26
Tabla 19. Tipos de agentes espumantes 32
v
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
ANEXO 1. Ecuaciones para calcular las propiedades del gas y del agua 38
ANEXO 2. Ecuaciones para calcular la velocidad, caudal y diámetro
crítico del gas 40
ANEXO 3. Ecuaciones para realizar la curva de comportamiento de
afluencia (IPR) 41
ANEXO 4. Ecuaciones para realizar la curva de rendimiento de tubing
(TPC) 42
ANEXO 5. Ecuaciones para calcular la compresibilidad isotérmica del
gas 45
ANEXO 6. Metodología de la prueba de agitación 46
ANEXO 7. Metodología de la prueba de inyección de gas 48
1
RESUMEN
La producción de gas natural desde subsuperficie mediante pozos involucra
también la producción de líquidos como son el agua y los condensados de
hidrocarburo, debido a que los líquidos tienen una mayor densidad que el
gas necesitan una mayor fuerza para ser llevados a la superficie, esta fuerza
es ejercida por la presión del fondo pero después de un tiempo de
producción el pozo se despresuriza lo que ocasiona que los líquidos se
acumulen en el fondo del pozo y si este problema no es solucionado la
presión hidrostática aumentará hasta detener la producción de gas. El
objetivo general del presente trabajo fue analizar dos tecnologías para la
prevención del ahogamiento con líquidos de pozos productores de gas
natural en el Campo Amistad – Bloque 6, los datos técnicos fueron obtenidos
del Banco de Información Petrolera del Ecuador; se hizo una simulación de
los parámetros de velocidad y caudal de gas para la primera tecnología que
es el sizing tubing y consiste en la colocación de un tubing de diámetro
pequeño, obteniendo resultados de que con un tubing de 1 ¼ pulgadas de
diámetro se aumentó la producción de un pozo en proceso de ahogamiento
en un 592%; y la segunda tecnología es la inyección continua de agente
espumante, la cual, según la publicación de Dowell Schlumberger, ha
provocado un aumento en la producción del 418%. Concluyendo que debido
a que en las plataformas offshore no se dispone del espacio suficiente para
colocar los equipos de superficie para la inyección continua de agente
espumante y debido a que produce mayores beneficios es más conveniente
el sizing tubing.
Palabras clave: Pozos de gas, acumulación de líquidos, ahogamiento.
2
ABSTRACT
The production of natural gas from subsurface through wells also involves
the production of liquids such as water and hydrocarbon condensates,
because liquids have a higher density than gas they need a greater force to
be brought to the surface, this force is exerted by the bottom hole pressure
but after a time of production the pressure drops which causes the liquids to
accumulate at the bottom of the well and if this problem is not solved the
hydrostatic pressure will increase large enough to stop gas production. The
objective of the present work was to analyze two technologies to prevent the
accumulation of liquids in natural gas producing wells in Amistad Field -
Block 6, the technical data were obtained from the Banco de Información
Petrolera del Ecuador; a simulation of the gas velocity and flow parameters
was made for the first technology that is sizing tubing and consists of the
placement of a small diameter tubing, obtaining results that with a tubing of 1
¼ inches of diameter the production of a well in the process of liquid
accumulation the production increased by 592%; and the second technology
is the continuous injection of foaming agent, which, according to the Dowell
Schlumberger publication, has led to an increase in production of 418%.
Concluding that because in offshore platforms there is not enough space to
place the surface equipment for the continuous injection of foam agent and
because it produces greater benefits, sizing tubing is more convenient.
Keywords: Gas wells, liquids accumulation, hold up.
1. INTRODUCCIÓN
3
1. INTRODUCCIÓN
Los pozos de gas que se tiene en el Ecuador, ubicados en el Campo
Amistad (Bloque 6) producen un gas seco con un 98 (%mol) de metano y
tienen una producción de aproximadamente 50 millones de pies cúbicos
normales diarios de este gas (Petroamazonas EP, 2017); debido a que en el
Ecuador no existe un sistema de levantamiento artificial para los pozos que
producen gas, se depende únicamente de mantener las buenas condiciones
del pozo y del yacimiento, lo cual es un proceso difícil, porque con el simple
hecho de mantener un pozo de gas en producción se está modificando las
condiciones del reservorio, tales como la presión, la cual, a medida que
produce el pozo de gas, decae hasta ser demasiado baja para continuar con
las operaciones de producción; cuando se realizan operaciones de
reacondicionamiento, se promueve el desplazamiento del agua del
reservorio hacia el pozo; esto provoca problemas que perjudican la
producción de gas (Dupré, Giérega y Segura, 2016).
Uno de estos es el ahogamiento de los pozos, el cual se produce cuando las
partículas de agua que son transportadas junto con el gas durante la
producción se mueven a una velocidad menor a la velocidad crítica del
fluido, es por esto que dichas partículas no pueden ser llevadas hasta la
superficie y se quedan en el fondo del pozo, si se mantiene la producción en
estas condiciones estas partículas se acumularán y la cantidad de líquido
(agua y condensado de hidrocarburo) aumentará hasta el punto de que
genere una presión hidrostática lo suficientemente grande como para
impedir la producción de gas y ahogar el pozo (Lea, Nickens y Wells, 2008).
El agua que llega hasta el pozo puede tener varios orígenes, tales como:
Conificación de agua desde un acuífero en una zona inferior o una
zona superior a la zona productora.
Agua proveniente del mecanismo de empuje hidráulico que ha
alcanzado el pozo.
Agua libre de la misma formación productora (agua de formación).
Agua condensada proveniente del gas parcialmente saturado con
vapor de agua, provocada por un cambio en la presión y la
temperatura a lo largo del pozo (Montiel, 2010).
Los factores que pueden ayudar a predecir este problema son los siguientes:
Cambios muy bruscos en forma de picos en las mediciones de
presión, detectados en el cabezal del pozo.
4
Niveles de producción que cambian muy rápidamente, son
impredecibles y provocan una declinación más pronunciada, como se
muestra en la figura 1.
Diferencias que aumentan con el tiempo entre las presiones
dinámicas del tubing y el casing (cuando los pozos no tienen packer).
Menor producción de líquidos (agua y condensados).
Velocidad de producción menor a la velocidad crítica (Lea et al.,
2008).
Figura 1. Curva de declinación con cambios irregulares en la producción de gas natural en pozos
(Montiel, 2010).
Durante la producción de pozos de gas, las partículas de líquido (agua y
condensados), son transportadas inicialmente por el caudal de gas; dichas
partículas de líquido eventualmente aumentan en cantidad agrupándose y
dando lugar a los diferentes patrones de flujo bifásico como se muestra en la
figura 2 y en la figura 3. Estos cambios en los patrones de flujo se deben a la
reducción de la velocidad de flujo del gas, lo cual es ocasionado por la
despresurización del reservorio (Lea et al., 2008).
5
Figura 2. Patrones de flujo vertical multifásico en pozos de gas
(Lea et al., 2008)
Figura 3. Historia de flujo en pozos de gas (Lea et al., 2008)
Para evitar este problema, las partículas de agua deben ser transportadas a
la misma velocidad de las partículas de gas, para ello su estado físico
debería ser vapor para que puedan ser llevadas hasta la superficie sin
inconvenientes, es por este motivo que en el presente estudio se propone
realizar un cambio en el diámetro del tubing, ubicando un tubing con un
diámetro menor, ya que, al disminuir el área transversal de la tubería de
producción y manteniendo el mismo caudal, se aumenta considerablemente
la velocidad de desplazamiento del gas, se disminuye la presión facilitando
6
así el transporte de las partículas de agua en estado de vapor hacia la
superficie.
El Campo Amistad se encuentra ubicado dentro del Bloque 6, en el centro
del Golfo de Guayaquil a 65 kilómetros de Puerto Bolívar al suroeste de la
ciudad de Guayaquil y tiene un área de 2250 kilómetros cuadrados
(Petroamazonas EP, 2013).
Figura 4. Ubicación del Campo Amistad (Pérez, 2016)
Fue descubierto por la empresa ADA Oil Company en 1970, cuando se
perforaron 4 pozos: Amistad 1, 2, 3, 4, donde se encontró gas seco de 98
(%mol) metano en los reservorios, Puná, Progreso y Subibaja (Pérez, 2016).
En la tabla 1 se puede apreciar la composición del gas.
7
Tabla 1. Composición del gas del Campo Amistad
Compuesto Composición
[% peso]
Composición
[% molar]
Nitrógeno 0.81 0.48
Metano 94.07 96.86
Dióxido de carbono 0.04 0.02
Etano 2.93 1.61
Agua 0.50 0.46
Propano 1.18 0.44
i-Butano 0.41 0.12
n-Butano 0.06 0.02
Gravedad específica 0.5572
(Banco de Información Petrolera del Ecuador (BIPE), 2017)
*Este gas es un gas dulce debido a que no contiene H2S y además su
contenido de CO2 es muy bajo por lo que para los cálculos que se mostrará
adelante no se necesita realizar correcciones por impurezas.
En el año de 1996 el Bloque 6 (anteriormente Bloque 3) estuvo
concesionado a la empresa estadounidense Energy Development
Corporation Ecuador Ltd (EDC) y tomó el contrato de exploración y
explotación. En el 2000 se procedió a construir la plataforma offshore con la
capacidad de producción de 64 MM pcn/d (la cual es la única plataforma
offshore fija en el Ecuador hasta el presente año) y una tubería de 12 1/4
pulgadas con una capacidad de 93 MM pcn/d, para el transporte del gas y se
construyó la Planta de deshidratación de gas natural de Bajo Alto en
Machala con una capacidad de 40 MM pcn/d. Y EDC inició sus operaciones
de perforación para la exploración del Campo (Pérez, 2016).
En el 2011 EDC no llegó a un acuerdo con el Estado Ecuatoriano para la
renegociación de contratos y en el 2012 se dio por terminado el contrato y
EP Petroecuador se encargaría de continuar con las operaciones en el
Bloque 6. En el 2012 con una plataforma de perforación auto elevable (Jack
up), llegada desde Egipto, se realizó operaciones de optimización de la
producción. Y desde el 2013 según el Decreto Ejecutivo 1351-A, el Bloque 6
pasa a manos de Petroamazonas EP para continuar con las operaciones
teniendo una producción aproximada de 50 MM pcn/d; en este decreto
también se establece la fusión de la Gerencia de Exploración y Producción,
el área de exploración y el área de producción de la Gerencia de Gas
Natural de EP Petroecuador (Petroamazonas EP, 2013).
En la figura 5 se muestra la columna estratigráfica del Campo Amistad
donde se puede apreciar los tres yacimientos principales que son Puná,
Progreso y Subibaja.
8
Figura 5. Columna estratigráfica del Campo Amistad – Bloque 6 (Pérez, 2016)
9
1.1. OBJETIVOS
1.1.1. OBJETIVO GENERAL
Analizar dos tecnologías para la prevención del ahogamiento con líquidos de
pozos productores de gas natural en el Campo Amistad – Bloque 6
1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Analizar los factores del reservorio y de la completación que provocan
el ahogamiento en los pozos de gas, mediante análisis nodal.
Diseñar una completación con menor diámetro analizando su
incidencia en la eliminación del problema del ahogamiento.
Analizar los beneficios que genera la inyección de agente espumante
en los pozos de gas.
2. METODOLOGÍA
10
2. METODOLOGÍA
Este estudio fue de tipo teórico utilizando datos del Campo Amistad – Bloque
6 obtenidos del Banco de Información Petrolera del Ecuador, los cuales son:
Generalidades del Campo y la composición del gas, datos con los cuales se
aplicaron ecuaciones de literatura especializada para encontrar la mejor
condición de completación y producción que anule la acumulación de
líquidos en el fondo y evite el ahogamiento de pozos productores de gas.
2.1. SIZING TUBING
2.1.1. CÁLCULO DE LAS PROPIEDADES DEL GAS Y DEL AGUA
Primero se realizó el cálculo de la densidad del gas a diferentes presiones
utilizando la ecuación 1, después se calculó la tensión interfacial entre el gas
y el agua con la ecuación 2, la densidad del agua con la ecuación 3 y luego
se calculó el factor volumétrico del agua con la ecuación 4 (ver anexo 1),
estas ecuaciones fueron tomadas del libro de Bánzer Carlos (1996)
“Correlaciones Numéricas P.V.T.”, Venezuela.
2.1.2. CÁLCULO DE LOS PARÁMETROS CRÍTICOS
Con los resultados de las propiedades del gas y del agua se realizó el
cálculo de la velocidad crítica del gas utilizando la ecuación 7, luego se
calculó el caudal crítico utilizando la ecuación 8 y con estos resultados se
realizó la figura 6 y para el cálculo del diámetro crítico de la tubería se utilizó
la ecuación 9 (ver anexo 2), estas ecuaciones pertenecen al modelo de
Turner y fueron tomadas del libro de Lea, Nickens y Wells (2008) “Gas Well
Deliquification”, Segunda Edición.
2.1.3. CÁLCULO DE LA CURVA IPR
Para la realización de la curva de comportamiento de afluencia (IPR) se
utilizó la ecuación 10 y para obtener el índice de productividad se utilizó la
ecuación 12 y con estos resultados se realizó la figura 8 (ver anexo 3), estas
ecuaciones pertenecen al método de Fetkovich también llamado análisis de
pruebas de multigastos, cuyas ecuaciones fueron tomadas de la tesis de
pregrado de Díaz Ricardo (2009) “Análisis nodal en la optimización de la
producción de los pozos en el Campo Colorado, Colombia.
11
2.1.4. CÁLCULO DE LAS CURVAS TPC
Para la realización de la curva de rendimiento de tubing (TPC) primero se
calcularon las velocidades de los fluidos en superficie utilizando las
ecuaciones 13 y 14, luego se calcularon los número adimensionales ND y Nv
utilizando las ecuaciones 15 y 16, después se calculó la fracción en volumen
de líquido dentro del pozo utilizando las ecuaciones 17, 18 y 19, luego se
calculó la rugosidad efectiva de la tubería y las pérdidas de presión debido a
la cabeza hidrostática utilizando las ecuaciones 20 y 21, después se calculó
la viscosidad del gas con la ecuación 22 para posteriormente calcular el
número de Reynolds con la ecuación 23, luego se calculó el factor de fricción
Fanning con la ecuación 24 y las pérdidas de presión debido a la fricción con
la ecuación 25 y con estos resultados se realizó la figura 9 (ver anexo 4),
estas ecuaciones pertenecen a la correlación de Duns & Ros que Gray
modificó para adaptarlas a pozos de gas y fueron tomadas de la tesis de
pregrado de Sánchez Ariana (2010) “Determinación de curvas IPR y VLP
usando el simulador Prosper en el Campo QQ profundo, Venezuela.
2.1.5. CÁLCULO DE LA COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICA DEL GAS
La compresibilidad isotérmica del gas es el cambio fraccional en volumen a
una variación de presión a temperatura constante, para su cálculo se
utilizaron las ecuaciones 26 y 27 (ver anexo 5), estas ecuaciones pertenecen
al método de Mattar, Brar y Aziz y fueron tomadas del libro de Bánzer Carlos
(1996) “Correlaciones Numéricas P.V.T.”, Venezuela.
2.1.6. DESARROLLO DE CÁLCULOS
Todos estos cálculos fueron ejecutados en un libro de Excel utilizando las
ecuaciones previamente mencionadas para poder simular las condiciones de
operación.
2.2. INYECCIÓN DE AGENTE ESPUMANTE
Primero se analizó la inyección de agente espumante como controlador de
ahogamiento de pozos de gas mediante la reducción en la densidad del
líquido, luego se analizó las ventajas y desventajas que ocasiona su
inyección en el pozo y finalmente se seleccionó el agente espumante en
base a un screening de las propiedades del reservorio.
12
2.3. ANÁLISIS DE RESULTADOS
Para determinar que alternativa es el que genera mayores beneficios, se
analizó todos los resultados de los cálculos y gráficos en los que se
muestran los diferentes parámetros, también la disponibilidad de espacio en
la plataforma para la implementación de los equipos de superficie; además,
en base a este análisis se realizaron las conclusiones del trabajo.
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
13
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
3.1. REDUCCIÓN DE DIÁMETRO DE TUBING
El principal parámetro para que los líquidos sean transportados en la
corriente gaseosa es que estos tengan una velocidad crítica igual o mayor a
la velocidad del flujo del gas.
3.1.1. VELOCIDAD CRÍTICA
Para el cálculo de la velocidad crítica, primero se obtuvo la densidad del gas
en condiciones de operación, utilizando la ecuación 1, en la cual se debe
utilizar la presión de flujo en la cabeza del pozo.
Posteriormente se obtuvo la tensión interfacial entre el gas y el agua
utilizando la ecuación 2 donde A, B y C son constantes adimensionales
empleadas para facilitar dicho cálculo.
Después se obtuvo la densidad del agua de formación con las ecuaciones 3,
4, 5 y 6; y finalmente se realizó el cálculo de la velocidad crítica asumiendo
que la densidad del condensado es igual a la densidad del agua, utilizando
la ecuación 7.
Tabla 2. Datos utilizados para el cálculo de propiedades del agua
𝑃𝑠𝑢𝑟𝑓 = 800 [psi]
𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓 = 120 [°F]
𝑆𝑎𝑙𝑖𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑 = 15000 [ppm]
Y se obtuvo los siguientes resultados
Tabla 3. Propiedades calculadas del agua
𝜌𝑤 = 61.0 [lb/pie3]
𝜎𝑔𝑤 = 61.8 [dina/cm]
La densidad y la velocidad crítica del gas no se muestran en la tabla 3
porque estas dos sufren cambios considerables debido a la presión,
mientras que el cambio que sufren la densidad del agua y la tensión
14
interfacial entre el agua y el gas es despreciable por lo que se considera a
las dos últimas como constantes.
3.1.2. CAUDAL CRÍTICO
El caudal crítico es la cantidad mínima de gas que debe fluir a través de la
tubería en un determinado intervalo de tiempo, para poder llegar a la
velocidad crítica del gas, si el caudal de gas es menor que el caudal crítico,
entonces la velocidad del gas será menor a la velocidad crítica (Lea et al.,
2008).
El cálculo del caudal crítico del gas, además del cálculo de la velocidad
crítica, es indispensable para determinar si, en las condiciones establecidas,
el caudal de gas será capaz de transportar las partículas de líquido.
3.1.3. DIÁMETRO CRÍTICO DE TUBING
El diámetro crítico de tubing es el diámetro interno máximo que puede tener
un tubing para que, según la velocidad crítica del gas y las condiciones del
pozo, se evite la acumulación de líquido en el fondo y se lo pueda llevar
hasta la superficie (Montiel, 2010).
Para la ejecución de todos los cálculos previamente mencionados, es
necesario disponer de los siguientes datos:
Tabla 4. Datos necesarios para el cálculo del caudal crítico
Símbolo Descripción Unidades
𝑃𝑠𝑢𝑟𝑓 Presión en la cabeza del pozo [psi]
𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓 Temperatura en la cabeza del pozo [ºF]
S Salinidad del agua de formación [ppm]
𝛾𝑔 Gravedad específica del gas
𝑍 Factor de compresibilidad del gas a
condiciones de operación
𝐼𝐷 Diámetro interno de la tubería de producción [pulg]
3.1.4. GRÁFICO DE CAUDAL CRÍTICO
Considerando las ecuaciones de Turner para los cálculos de las velocidades
y caudales críticos del gas a través de la tubería de producción, se obtuvo
15
las curvas en las que se puede apreciar como el caudal crítico es
directamente proporcional al diámetro interno de la tubería de producción,
como se puede apreciar en la figura 6 y para lo cual se utilizaron los
siguientes parámetros:
Tabla 5. Datos utilizados para el gráfico de caudal crítico
𝛾𝑔 = 0.5704
𝑍 = 0.92
𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓 = 120 [°F]
𝜌𝑤 = 61.0 [lb/pie3]
𝜎𝑔𝑤 = 61.8 [dina/cm]
El valor de Z fue obtenido interpolando los valores de presión y temperatura
pseudoreducida en la figura 23-4 en la página 23-12 correspondiente al
capítulo 23 del manual (Gas Processors Supliers Association GPSA, 2004).
Figura 6. Caudal crítico según el diámetro de tubería
En la figura 6 se apreció que si se quiere tener una presión en el cabezal del
pozo de 800 psi teniendo un tubing de diámetro de 2 3/8 pulgadas, se
necesita un caudal mínimo de 0.974 MM pcn/d para evitar la acumulación de
líquidos, mientras que para un tubing de diámetro de 1 ½ pulgadas sólo se
16
necesita un caudal mínimo de 0.466 MM pcn/d, teniendo así el segundo
tubing una ventaja sobre el primero ya que después de algún tiempo de
producción de los pozos y debido a la despresurización del reservorio el
caudal producido de gas disminuye, es por eso que disminuyendo el
diámetro interno de la tubería de producción se puede lograr que el caudal
del pozo se mantenga por encima de los parámetros críticos, permitiendo así
el transporte de las partículas de agua hasta la superficie.
3.1.5. DIMENSIONAMIENTO DEL TUBING
Desventajas de un tubing de menor diámetro
El coiled tubing y las herramientas de prueba no pueden ser corridos
en un tubing demasiado estrecho, especialmente en las tuberías de 1,
11/4, 11/2 pulgadas; esta razón es la que provoca que el método de
reducción del diámetro del tubing no sea popular en el campo.
Si se cambia a un tubing con menor diámetro y posteriormente se
quiere utilizar otro método de remoción de líquidos, como plunger lift o
bombas hidráulicas, no sería posible mantener dicho tubing debido a
su menor diámetro y se debería volver a instalar el tubing con mayor
diámetro.
Si el tubing con menor diámetro se llenase de líquido, no sería posible
volver a poner en producción el pozo y extraer este líquido, debido a
que la presión en el fondo del pozo sería muy alta, como se muestra
en la figura 7 y ni siquiera con inyección de nitrógeno sería posible
removerla (Lea et al., 2008).
17
Figura 7. Presión de un volumen constante de líquido en distintos diámetros de tubing (Lea et al., 2008).
En la figura 7 se pudo apreciar como un barril de agua alcanza diferentes
alturas dentro de varios tubing de diferentes diámetros, esto es debido a que
en un tubing de diámetro de 1 pulgada la altura que alcanzaría el agua sería
de 1515 pies y provocaría una presión hidrostática de 656 psi, mientras que
en un tubing de 3 ½ pulgadas la altura que alcanzaría el agua sería de 115
pies y provocaría una presión hidrostática de 50 psi.
3.1.6. CURVA DE COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA (IPR)
El índice de productividad de un pozo indica la forma en la que variará la
tasa de producción cuando la presión de fondo fluyente sufra un cambio, es
decir, permite conocer el comportamiento del reservorio productor indicando
que presión debe haber en el fondo del pozo (Pwf) para que el reservorio
entregue una cantidad determinada de gas; o lo contrario, conocer que
cantidad de gas se puede obtener según la presión en el fondo del pozo.
Para poder elegir el diámetro de tubing óptimo se debe realizar primero un
análisis nodal, para ello se graficó la curva IPR del reservorio, en este caso
se utilizó el método de Fetkovich también llamado análisis de las pruebas de
multigastos, debido a que es el método más común para determinar la
capacidad de un pozo de gas, la prueba consiste en hacer producir un pozo
de gas a diferentes caudales (por lo general 4) y se mide el caudal y la
presión de fondo fluyente para cada caudal y se utiliza la ecuación 10 (Díaz,
2009).
18
Dentro de la ecuación 10 la constante C tiene valores que van desde 0.5
(que indica flujo turbulento) hasta 1 (que indica flujo laminar); C y n son
obtenidos de las pruebas de multigastos, pero C también puede ser
calculada con la ecuación 11 (Díaz, 2009).
Como resultado de estas pruebas y aplicando las ecuaciones previamente
mencionadas se obtuvo la curva IPR, como se puede observar en la figura 8
y para la cual se utilizó los siguientes parámetros:
Tabla 6. Datos utilizados para el cálculo de la curva IPR
𝑃𝑟𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑜𝑟𝑖𝑜 = 2000 [psi]
𝐶 = 0.002 [M pcn/(psi2n x d)]
𝑛 = 0.876
Figura 8. Curva IPR según el método de Fetkovich para un pozo de gas
Para realizar el cálculo de IP se utilizó los datos de la tabla 7 y la ecuación
12, Obteniendo un IP = 1121.7 pcn/(psi x d)
19
Tabla 7. Datos utilizados para el cálculo del IP
𝑃𝑟𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑜𝑟𝑖𝑜 = 2000 [psi]
𝑄𝑔 = 0.673 [MM pcn/d]
𝑃𝑤𝑓 = 1400 [psi]
3.1.7. CURVA DE RENDIMIENTO DE TUBING (TPC)
Después de obtener la curva IPR se obtuvo las curvas TPC, para lo cual se
analizó varias tuberías de producción de diferente diámetro con las
Correlaciones de Gray.
Gray modificó la correlación de Duns & Ros aplicando datos reales
obtenidos en campo para tuberías con diámetro interno menor a 3 ½
pulgadas. Esta modificación presentó muy buenos resultados en pozos de
gas que producían hasta 50 barriles de condensado por cada millón de pies
cúbicos de gas y hasta 5 barriles de agua por cada millón de pies cúbicos de
gas (Sánchez, 2010).
Primero se usó las ecuaciones de la 13 a la 19 para obtener la fracción en
volumen de líquido dentro del pozo (hold up), en dichas ecuaciones ND, Nv y
B son constantes adimensionales empleadas para facilitar el cálculo.
Una vez obtenida la fracción en volumen de líquido dentro del pozo se
procedió a calcular la rugosidad efectiva de la tubería, utilizando la ecuación
20, después se realizó los cálculos de pérdidas de presión debido a la
cabeza hidrostática, utilizando el cálculo de hold up para obtener la densidad
de la mezcla y se utilizó la ecuación 21.
Luego se realizó el cálculo de la viscosidad del gas con la ecuación 22,
donde K, X y Y son constantes adimensionales empleadas para facilitar el
cálculo (Bánzer, 1996) y con la viscosidad calculada se encontró el número
de Reynolds con la ecuación 23 (Mokhatab, William y Speight, 2006).
Finalmente para el cálculo de pérdidas de presión debido a la fricción, se
calculó el factor de fricción Fanning utilizando la ecuación de Chen
obteniendo así los resultados de la figura 9 (Sánchez, 2010).
20
Tabla 8. Datos utilizados para el cálculo de las curvas TPC
𝛾𝑔 = 0.5704
𝑍 = 0.92
𝑃𝑠𝑢𝑟𝑓 = 800 [psi]
𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓 = 120 [°F]
𝜌𝑤 = 61.0 [lb/pie3]
𝜎𝑤 = 0.136138 [lbf/s2]
𝑄𝑤 = 2 [bl/MM pcn]
𝑄𝑐𝑜𝑛𝑑 = 0.1 [bl/MM∙pcn]
𝑃𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 = 10000 [pie]
𝑘 = 0.00181 [pulg]
𝜇𝑔 𝑐𝑎𝑙𝑐. = 0.0142 [cP]
Figura 9. Curvas IPR y TPC según el diámetro de tubería de producción
La intersección entre las curvas IPR y TPC indica el máximo caudal
que se puede obtener con cada diámetro de tubing.
Se pudo apreciar que con las tuberías de 1 y 1 ¼ pulgadas se
requiere de una presión de fondo fluyente de 1756 y 1602 psi
respectivamente en el punto de la intersección de las curvas, esto es
debido a que estos diámetros de tubería producen demasiada fricción
al flujo de gas provocada por su menor diámetro (Maggiolo, 2008).
21
Las tuberías de 1 ½, 2 y 2 1/16 pulgadas tienen un mejor caudal de gas
en relación a las tuberías de menor diámetro, con valores de 0.712
0.817 y 0.861 MM pcn/d respectivamente y necesitan una presión de
fondo fluyente menor que los diámetros previamente mencionados,
debido a que por su diámetro las pérdidas por fricción son menores.
Las tuberías de 2 3/8, 2 7/8 y 3 ½ pulgadas tienen los mayores
caudales con relación al resto de tuberías, llegando hasta 0.919 0.970
y 0.997 MM pcn/d respectivamente, e incluso necesitan una presión
de fondo fluyente menor que las demás, siendo estas 1052, 957 y 903
psi lo cual es bueno; pero precisamente a su mayor diámetro es que
utilizando estos diámetros de tubería la velocidad de flujo del gas
disminuye al tener un área transversal más grande y con una
velocidad de flujo muy baja no es posible transportar hasta la
superficie las partículas de líquido.
Tabla 9. Presiones de fondo fluyente y caudales máximos según el diámetro de tubing
Tubing ND [pulg] 1 1 ¼ 1 ½ 2 2 1/16 2 3/8 2 7/8 3 1/2
Pwf [psi] 1756 1602 1354 1211 1141 1052 957 903
Qmax [MM pcn/d] 0.323 0.495 0.712 0.817 0.861 0.919 0.970 0.997
3.1.8. CAUDAL CRÍTICO A LAS CONDICIONES DE SUPERFICIE
Después se comprobó el caudal crítico para cada uno de los diámetros
internos de las tuberías utilizando la ecuación 8 para verificar que los
caudales reales estén dentro de lo que se puede producir según la curva
IPR, para este caso se volvió a considerar que el líquido producido es solo
agua.
Aplicando la ecuación mencionada se obtuvo los siguientes valores que se
encuentran representados en la figura 10.
Tabla 10. Caudal crítico para los distintos diámetros de tubería
Tubing ND [pulg] 1 1 ¼ 1 ½ 2 2 1/16 2 3/8 2 7/8 3 1/2
Tubing ID [pulg] 0.824 1.049 1.380 1.610 1.751 1.995 2.441 2.992
Qcrít [MM pcn/d] 0.166 0.269 0.466 0.635 0.751 0.974 1.459 2.192
22
Figura 10. Caudal crítico en las curvas TPC
En la figura 10 se pudo observar que los caudales críticos de las
tuberías de 1, 1 ¼, 1 ½, 2 y 2 1/16 pulgadas se mantienen a la
izquierda de la intersección entre las curvas IPR y TPC, lo que indica
que si se puede trabajar con dichas tuberías en esas condiciones.
Los caudales críticos de las tuberías de diámetro de 2 3/8 pulgadas y
mayor se encuentran a la derecha de la curva IPR lo que indica que
en esas condiciones el caudal de gas no podría transportar todas las
partículas de líquido hasta la superficie del pozo.
De los 5 diámetros de tubería cuyos caudales críticos están a la
izquierda de la intersección entre las curvas IPR y TPC el rango
operacional de caudales, es decir la diferencia entre el caudal máximo
y el caudal crítico, es el mostrado en la tabla 11:
Tabla 11. Rango operacional de caudales para los distintos diámetros de tubería
Tubing ND [pulg] 1 1 ¼ 1 ½ 2 2 1/16 2 3/8 2 7/8 3 1/2
Qoper [MM∙pcn/d] 0.157 0.226 0.246 0.182 0.110
La tabla 11 mostró que al considerar el rango de caudales entre el caudal
máximo y el caudal crítico, las tuberías de 1 ¼ y 1 ½ pulgadas tienen los
mejores resultados.
23
También se pudo evaluar el rango operacional de presión para cada
diámetro de tubería, es decir la caída de presión de fondo fluyente
provocada por la despresurización del reservorio debido a la producción de
gas.
Figura 11. Caída de presión para cada diámetro de tubing
En la figura 11 se pudo apreciar la caída de presión a partir de la cual
empezaría la acumulación de líquidos, mientras mayor sea la diferencia
entre la presión a caudal máximo y la presión crítica mayor será el tiempo
que el pozo estará en producción sin tener acumulación de líquidos, estos
resultados se los observa a continuación.
Tabla 12. Rango operacional de presión para cada diámetro de tubería
Tubing ND [pulg] 1 1 ¼ 1 ½ 2 2 1/16 2
3/8 2
7/8 3
1/2
Poper [psi] 464 397 220 107 52
La tabla 12 mostró que las tuberías que pueden soportar una mayor
despresurización son las de 1 y 1 ¼ pulgadas, es decir, pueden producir gas
hasta presentar una caída de presión de 464 y 397 psi respectivamente sin
presentar acumulación de líquidos.
Para verificar el rendimiento de las tuberías se realizó un análisis del
porcentaje de volumen de reservas de gas que se puede producir sin tener
24
acumulación de líquidos en el pozo, tomando en cuenta la compresibilidad
isotérmica del gas y la caída de presión para cada tubería, utilizando los
siguientes datos:
Tabla 13. Datos utilizados para el cálculo del porcentaje de volumen de gas recuperado
Mg = 16.519 [lb/lbmol]
Tpc = 351.53 [R]
Tpr = 1.65
Ppc = 678.1 [psi]
Para el cálculo de compresibilidad isotérmica del gas su utilizó la ecuación
26 y se obtuvo una compresibilidad de 0.0009113 psi-1, lo que significa que
el volumen de gas aumenta en 0.09113 %V por cada psi que se pierde de
presión; y este aumento en el volumen de gas puede ser asumido como gas
producido. Entonces aplicando esta compresibilidad a las caídas de presión
de cada tubería mostradas en la tabla 14 se obtuvo los siguientes
resultados:
Tabla 14. Presiones a caudal máximo y a caudal crítico
Tubing ND [pulg] 1 1 ¼ 1 ½ 2 2 1/16
P@Qmax [psi] 1756 1602 1354 1211 1141
P@Qcrítico [psi] 1292 1205 1134 1104 1089
Tabla 15. Resultados de la expansión del gas
Tubing ND [pulg] 1 1 ¼ 1 ½ 2 2 1/16
Expansión (%V) 42.3 36.2 20.0 9.8 4.7
Para realizar la estimación de tiempo de producción sin acumulación de
líquidos se usó los siguientes datos:
25
Tabla 16. Datos utilizados para el cálculo de tiempo de producción
Tubing ND [pulg] 1 1 ¼ 1 ½ 2 2 1/16
P@Qmax [psi] 1756 1602 1354 1211 1141
P@Qcrítico [psi] 1292 1205 1134 1104 1089
Qcrítico [MM pcn/d] 0.166 0.269 0.466 0.635 0.751
*Caudales críticos tomados de la tabla 9.
Y asumiendo una reserva de 1129.344 MM pcn de la cual se considera el
porcentaje en volumen que se puede recuperar con cada diámetro de
tubería sin que se produzca la acumulación de líquidos y utilizando el caudal
crítico a condición estándar, se obtuvo los siguientes resultados:
Tabla 17. Resultados de tiempo de producción sin acumulación de líquidos
Tubing ND [pulg] 1 1 ¼ 1 ½ 2 2 1/16
Tiempo [año] 7.88 4.16 1.33 0.47 0.20
Es decir que desde el inicio de la producción cada tubería tardará el tiempo
mostrado en la tabla 17 para empezar con el proceso de acumulación de
líquidos.
3.1.9. RESULTADOS OBTENIDOS
En la tabla 18 se puede observar los parámetros con los cuales debe
trabajar cada tubería para evitar la acumulación de líquidos.
26
Tabla 18. Resultados obtenidos con cada diámetro de tubería
Tubing ND [pulg]
1 1 ¼ 1 ½ 2 2 1/16
Rango
operacional
de caudal
[MM∙pcn/d]
Qmáximo 0.323 Qcrítico 0.166
Qmáximo 0.495 Qcrítico 0.269
Qmáximo 0.712 Qcrítico 0.466
Qmáximo 0.817 Qcrítico 0.635
Qmáximo 0.861 Qcrítico 0.751
Rango
operacional
de presión
[psi]
P@Qmax 1756
P@Qcrítico 1292
P@Qmax 1602
P@Qcrítico 1205
P@Qmax 1354
P@Qcrítico 1134
P@Qmax 1211
P@Qcrítico 1104
P@Qmax 1141
P@Qcrítico 1089
Expansión isométrica
del gas [%V]
42.3 36.2 20.0 9.8 4.7
Tiempo sin acumulación de líquidos
[año]
7.88 4.16 1.33 0.47 0.20
Y analizando esta tabla se observó que la tubería que presentó mejores
resultados fue la de 1 pulgada, pero debido a que la tubería de 1 ¼ pulgadas
presenta un mayor rango operacional de caudal se la designa como la
tubería óptima.
Cabe recalcar de que sea cual sea el diámetro de la tubería, debe ser
instalada sin empaquetadura de fondo para que cuando empiece la
acumulación el líquido pueda invadir el espacio anular y el tubing por igual,
caso contrario si se tiene una empaquetadura el líquido invadirá solamente
el tubing provocando un ahogamiento muy rápido del pozo.
27
3.2. INYECCIÓN DE AGENTE ESPUMANTE
Utilizar agentes espumantes para el tratamiento de pozos productores de
gas es una de las tantas aplicaciones que tiene este agente en el campo
petrolero, son utilizados como fluidos de perforación, fluidos de
fracturamiento, entre otros. Para esta aplicación la mezcla de líquido-gas-
surfactante debe ser completada en el fondo del pozo en presencia de los
dos líquidos (agua y condensado) (Lea et al., 2008).
El objetivo principal del agente espumante es que el líquido sea sostenido en
la película de las burbujas y teniendo así más área de contacto en la
superficie provocando una mejora en el transporte y una mezcla de menor
densidad provocando así una reducción en la presión y con eso facilitar que
el líquido pase a la fase gaseosa y mantenga su estabilidad, como se puede
apreciar en la figura 12, mostrando mejores resultados en pozos con un
caudal muy bajo de gas. Los agentes espumantes son un tipo particular de
emulsión de gas y líquido, donde el líquido es la fase continua y el gas es la
fase dispersa (IAPG, 2015).
Figura 12. Agente espumante en contacto con el agua (Oude, 2010)
28
3.2.1. VENTAJAS DEL AGENTE ESPUMANTE
Es un método simple y económico para pozos con bajo caudal de gas
y la producción de líquido aumentará proporcionalmente según los
químicos que se utilice.
En el caso de que se utilice capilares en la tubería no se requerirá
equipo para inyectar el agente espumante en el fondo del pozo.
Este método es aplicable a pozos con velocidades de gas de 100 a
1000 pie/s en la tubería de producción (Lea et al., 2008).
Este método requiere menos espacio en superficie para su operación
y con una baja demanda de energía, por lo que es ideal para pozos
offshore donde se dispone de espacio reducido (González y Vicentini,
2014).
3.2.2. DESVENTAJAS DEL AGENTE ESPUMANTE
La cantidad de espuma que se generará depende de los tipos de
fluidos, la cantidad de fluidos en el pozo y la eficacia del surfactante
aplicado; (para el caso de que un pozo produzca más del 50% de
condensado este método podría no ser muy efectivo) (Lea et al.,
2008).
Si se tiene agua con bastante contenido de sal, la cantidad y calidad
de la espuma de la mezcla de agua e hidrocarburo será menor (IAPG,
2015).
3.2.3. DIAGNÓSTICO DEL POZO
Es necesario evaluar el tipo de pozo que se va a intervenir para tomar una
decisión adecuada sobre el tipo de agente espumante a utilizar, los tipos de
pozos que menciona (Lea et al., 2008) son:
Pozo fluyendo – produciendo líquidos (con carga parcial de líquidos):
Este pozo tiene un caudal por debajo de su potencial manteniendo un
nivel de líquido en el fondo.
Pozo fluyendo – sin producción de líquidos (con carga parcial de
líquidos): Este pozo tiene un caudal por debajo de su potencial
29
manteniendo un nivel de líquido considerable en el fondo, no tiene
producción de líquidos.
Pozo fluyendo (con carga transitoria): Este pozo tiene un caudal que
varía siendo en ocasiones igual a su potencial y en ocasiones menor,
la carga de líquidos ocurre debido a la transición de su caudal.
Pozo ahogado: Este pozo que no fluye debido a la presión generada
por la columna hidrostática presente en el fondo.
Pozo con daño(s): Este pozo tiene restricción en su permeabilidad en
la cara de la arena debido a daño(s) de formación y los líquidos no
pueden desplazarse del reservorio al pozo.
El diagnóstico del pozo es parte clave para llevar a cabo los trabajos de
inyección de agente espumante y devolver el pozo a su potencial, cada uno
de los tipos de pozos presenta retos que deben ser superados; la mayoría
de los trabajos de inyección de espumante son realizados en los dos últimos
tipos de pozos (pozo ahogado y pozo con daño de formación), es decir
cuando el problema del ahogamiento es notorio, pero deberían ser
realizados mientras el pozo aún está fluyendo para aumentar así la
producción de una manera más económica (Lea et al., 2008).
El pozo puede ser diagnosticado usando varios programas de evaluación
como se ilustra en la figura 13.
Figura 13. Resultados del programa de Modelado de pozos de gas (Lea et al., 2008)
30
El programa de evaluación debe permitir al usuario determinar conocer
importante sobre el pozo como velocidad crítica, presión en el fondo del
pozo y densidad de agente espumante; se puede establecer una correlación
entre la presión de la columna hidrostática y los volúmenes de líquido.
La confianza de los datos obtenidos debe ser considerada según las
experiencias anteriores con dicho programa ya que de ser un programa que
no se ha probado puede conducir a suposiciones y conclusiones erróneas y
muchas veces los datos estáticos no reflejan el comportamiento de un pozo
en producción, es decir, se debe tener precaución al aplicar los datos
procesados a la evaluación del pozo se recomienda evitar extrapolaciones
amplias de los datos procesados (Lea et al., 2008).
Una vez que se verifique que el pozo es un buen candidato para la inyección
de agente espumante se debe considerar los factores de dicho agente e
identificar el mejor método para aplicarlo.
3.2.4. ANÁLISIS DE RESULTADOS DE PRUEBAS DE LABORATORIO
El propósito de realizar las pruebas de laboratorio con el agente espumante
es definir el tipo de espumante adecuado según las características del pozo
y de los fluidos, además de los resultados que ocasionen; también se debe
asegurar que la composición del espumante no ocasione problemas
adicionales como: corrosión o cambios en la mojabilidad del reservorio
alrededor del pozo.
Los procedimientos estandarizados para realizar estas pruebas han sido
publicados en las normas ASTM D892 Column/Cylinder Test Method
(Dynamic Test), D3519 Foam in Aqueous media (Blender Test) y D3601
Foam in Aqueous media (Bottle Test). Pero en la realidad, no se utilizan
estos métodos en forma directa, sino que se usan adaptaciones de los
mismos, ya que los procedimientos estándar no son específicos de este tipo
de aplicaciones, las metodologías aplicables son las que se pueden apreciar
en los anexos 1 y 2 (González y Vicentini, 2014).
Estas pruebas sirven para definir la capacidad de generar espuma del
agente, aplicándolo en diferentes concentraciones, temperatura,
composición de agua y relación agua-hidrocarburo, para lo cual es necesario
usar muestras de líquido (agua y condensado) del pozo (Zúñiga, 2012).
Los parámetros que deben ser determinados después de estas pruebas son:
Volumen y altura de la espuma.
Tiempo de vida de la espuma.
Eficiencia de levantamiento del líquido.
31
Líquido remanente durante la inyección de nitrógeno.
Liquido remanente después de la inyección de nitrógeno.
Estos parámetros permiten seleccionar el agente espumante indicado para
cada pozo para obtener el mejor resultado posible (Zúñiga, 2012).
3.2.5. SELECCIÓN DEL AGENTE ESPUMANTE
Para cada pozo de gas que se vaya a intervenir se debe tomar una muestra
de líquido para ser analizada en laboratorio y según dicho análisis se diseñe
un agente espumante específicamente para el pozo, este actuará diferente
según la composición de los líquidos, debido a que un agente que funcione
bien en un pozo puede no funcionar en un pozo vecino, siempre se debe
realizar un análisis de cada pozo antes de llevar a cabo la operación,
además se ha comprobado que la selección del agente espumante no puede
ser completado en todos los casos sólo con pruebas de laboratorio, en esas
ocasiones es necesario realizar pruebas de campo para obtener un
resultado preciso, hay algunos factores que intervienen en estos casos:
Los componentes del agua se oxidan a medida que la muestra
envejece, esto provoca que los sólidos presentes en el agua se
acumulen en la interfase gas/líquido y perjudiquen la calidad de la
espuma. El agua oxidada también tendrá una tensión interfacial
diferente, afectando así el comportamiento de los surfactantes
utilizados en el agente espumante.
Los gases disueltos se disipan, dando lugar a cambios de pH en el
líquido, los cambios en el pH afectan el rendimiento de los productos.
El condensado de hidrocarburo se oxida a medida que la muestra
envejece y los componentes volátiles de la muestra se perderán y las
propiedades del líquido probablemente serán alteradas por el proceso
de oxidación y pueden perjudicar la selección del producto (Lea et al.,
2008).
En todos los casos se recomienda que los líquidos utilizados para realizar
las pruebas sean recientes, caso contrario las muestras no reflejarán la
composición real de los pozos y la operación no será efectiva; además de la
selección del producto basados en su rendimiento como agente espumante,
es importante considerar otros aspectos tal como dice (Oude, 2010).
Compatibilidad con el fluido producido (solubilidad).
Compatibilidad con otros productos químicos (surfactantes).
32
Estabilidad de la temperatura del producto en relación a las
temperaturas provocadas por la operación.
Tiempo de residencia en el sistema de inyección y los componentes
del sistema de producción.
Es el propietario del producto quien, después de realizar las debidas pruebas
de laboratorio, determina la dosis, frecuencia y composición del agente
espumante. En la tabla 19 se menciona algunos tipos de espumantes, los
cuales son nombres comerciales de los espumantes de la empresa Select
Industries.
Tabla 19. Tipos de agentes espumantes
Espumante Tipo de
líquidos
Capacidad
de líquidos
[%]
Color
Temperatura
óptima
[ºF]
Tiempo de
dilución
[min]
Slick Willie Agua
condensado ------
Blanco –
azul 212 30 – 90
Oil Foam Agua
condensado
+ de 75 de
condensado Azul 130 2 – 80
Texas Star Agua
condensado
- de 40 de
condensado Rojo 122 3 – 72
FS-1259 Agua
condensado
- de 10 de
condensado Verde 122 3 – 72
Laredo
Foam
Agua
condensado
------ Blanco 212 30 – 90
Gas Stick Agua
condensado
------ Blanco 145 5 – 15
Acid Stick Agua
condensado
------ Blanco 123 30 – 90
Corrosion
Inhibitor
Agua
condensado
------ Naranja 132 12 - 24
(Zúñiga, 2012)
3.2.6. EXPEDIENTES RELACIONADOS
Este método fue aplicado a un grupo de 700 pozos de gas, los pozos tenían
aproximadamente 8000 pies de profundidad y una completación sin packer.
Se agregó el agente espumante que fue mezclado con metanol y
posteriormente aplicado por el espacio anular a 154 pozos, obteniendo
resultados de 22 M pcn/d en promedio por cada pozo, se tuvieron algunos
33
problemas de emulsión entre los fluidos lo que generó un aumento en los
costos, el resultado de esta aplicación fue un aumento en la producción de
3388 M pcn/d.
Posteriormente los mismos pozos fueron reevaluados utilizando el método
descrito anteriormente y se implementó el sistema de inyección continua de
agente espumante (a través del anular) con diferentes características al
producto agregado en el primer proceso, logrando así la eliminación del nivel
de líquido dentro del pozo, obteniendo resultados de producción de 114 M
pcn/d en promedio por cada pozo y un total de 17556 M pcn/d, es decir, se
aumentó la producción en un 418 por ciento (Lea et al., 2008).
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
34
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.1. CONCLUSIONES
Se analizó dos tecnologías para evitar el ahogamiento con líquidos de
pozos de gas, siendo la primera una instalación de un tubing de
menor diámetro y la segunda la inyección de agente espumante;
siendo la primera la que muestra mejores beneficios debido a que
representa un costo menor.
Los factores del reservorio que provocan el ahogamiento son la
despresurización y la invasión de agua desde un acuífero o desde el
mecanismo de empuje hidráulico; y el factor de la completación es el
diámetro de la tubería, que al ser muy grande provoca que la
velocidad de flujo del gas sea baja.
Con la instalación de un tubing de 1 ¼ pulgadas de diámetro se
puede producir en un rango de caudal de entre 0.269 y 0.495 MM
pcn/d, soportando una despresurización de 1602 hasta 1205 psi,
recuperando un 36.2 (%V) del total de reservas manteniendo un
tiempo de producción de 4.16 años sin tener acumulación de líquidos,
como se observa en la tabla 17.
La inyección de agente espumante se ha utilizado con gran éxito
como un método para restaurar la producción a los pozos en proceso
de ahogamiento, esta tecnología puede ser aplicada a pozos
adolescentes y maduros para aumentar su caudal, obteniendo
aumentos en la producción en un 418 %.
Luego del tiempo en el cual empezaría la acumulación de líquidos,
debería reevaluarse el yacimiento y el pozo según la metodología
aquí descrita para determinar nuevas condiciones de operación según
el diámetro de tubing y los parámetros de velocidad y caudal críticos.
35
4.2. RECOMENDACIONES
Instalar la tubería por encima de las perforaciones y sin
empaquetadura de fondo para que cuando empiece la acumulación,
el líquido tarde más tiempo en alcanzar la tubería e invada el espacio
anular y el tubing por igual.
Tener presente que en la tubería de menor diámetro habrá un
incremento de fricción lo cual produce pérdidas de presión, por lo que
se debe considerar las condiciones futuras del pozo y evaluar si se
podrá utilizando esta alternativa en el futuro.
Monitorear constantemente mediante un ecometer la carga de líquido
en el pozo incluso si el caudal producido parece aceptable, para evitar
el ahogamiento.
5. BIBLIOGRAFÍA
36
5. BIBLIOGRAFÍA
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Campos producotres de gas natural (tesis de pregrado). Universidad
Nacional Autónoma de México, México, D.F.
6. ANEXOS
38
6. ANEXOS
ANEXO 1.
Ecuaciones para calcular las propiedades del gas y del agua
Anexo 1. Ecuaciones para calcular las propiedades del gas y del agua
𝜌𝑔 =𝑀𝑎𝑖𝑟 𝛾𝑔 𝑃𝑠𝑢𝑟𝑓
𝑅 (𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓 + 460) 𝑍
[1]
Ecuación 1. Densidad del gas
Donde: 𝜌𝑔: densidad del gas [lb/pie3]
𝑀𝑎𝑖𝑟 : peso molecular del aire =28.97 [lb/lbmol]
𝑃𝑠𝑢𝑟𝑓 : presión de cabeza con pozo fluyendo [psi]
𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓 : temperatura de cabeza [ºF]
𝑍: factor de compresibilidad del gas a condiciones de operación
𝑅: constante universal de los gases ideales =10.73 [psi pie3
𝑙𝑏𝑚𝑜𝑙 𝑅]
𝜎𝑔𝑤 = 𝐴 + 𝐵𝑃𝑠𝑢𝑟𝑓 + 𝐶𝑃𝑠𝑢𝑟𝑓2 [2]
Ecuación 2. Tensión interfacial entre el gas y el agua 𝐴 = 79.1618 − 0.118978 𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓
𝐵 = −5.28473 × 10−3 + 9.87913 × 10−6 𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓
𝐶 = (2.33814 − 4.57194 × 10−4 𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓 − 7.52678 × 10−6 𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓
2) × 10−7
Donde: 𝜎𝑔𝑤: tensión interfacial entre el gas y el agua [dina/cm]
𝑃𝑠𝑢𝑟𝑓 : presión de cabeza con pozo fluyendo [psi]
𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓 : temperatura de cabeza [ºF]
𝜌𝑤 =62.368 + 0.438603 𝑆 + 1.60074 × 10−3 𝑆2
𝐵𝑤 [3]
Ecuación 3. Densidad del agua de formación 𝐵𝑤 = (1 + ∆𝑉𝑤𝑃)(1 + ∆𝑉𝑤𝑇) [4]
Ecuación 4. Factor volumétrico del agua de formación ∆𝑉𝑤𝑇 = 1.0001 × 10−2 + 1.33391 × 10−4 𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓 + 5.50654
× 10−7 𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓2
[5]
Ecuación 5. Variación de volumen del agua debido a la temperatura
∆𝑉𝑤𝑃 = 1.95301 × 10−9 𝑃𝑠𝑢𝑟𝑓 𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓 − 1.72834 × 10
−13 𝑃𝑠𝑢𝑟𝑓2 𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓
− 3.58922 × 10−7 𝑃𝑠𝑢𝑟𝑓 − 2.25341 × 10−10 𝑃𝑠𝑢𝑟𝑓
2 [6]
Ecuación 6. Variación del volumen del agua debido a la presión Donde: 𝜌𝑤: densidad del agua de formación [lb/pie3]
𝑆: salinidad del agua [%peso]
39
𝐵𝑤: factor volumétrico del agua de formación [BY/BN]
∆𝑉𝑤𝑇: variación del volumen del agua debido a la temperatura
∆𝑉𝑤𝑃: variación del volumen del agua debido a la presión
𝑃𝑠𝑢𝑟𝑓 : presión de cabeza con pozo fluyendo [psi]
𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓 : temperatura de cabeza [ºF]
40
ANEXO 2.
Ecuaciones para calcular la velocidad, caudal y diámetro crítico
del gas
Anexo 2. Ecuaciones para calcular la velocidad, caudal y diámetro crítico del gas
𝑉𝑔 =1.912 𝜎𝑔𝑤
1/4 (𝜌𝑤 − 𝜌𝑔)1/4
𝜌𝑔1/2 [7]
Ecuación 7. Velocidad crítica del gas
Donde: 𝑉𝑔: velocidad crítica del gas [pie/s]
𝜎𝑔𝑤: tensión interfacial entre el gas y el agua [dina/cm]
𝜌𝑤: densidad del agua [lb/pie3]
𝜌𝑔: densidad del gas [lb/pie3]
𝑄𝑔 =3.067 𝑃𝑠𝑢𝑟𝑓 𝑉𝑔 𝐴
(𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓 + 460) 𝑍 [8]
Ecuación 8. Caudal crítico del gas
Donde: 𝑄𝑔: caudal crítico del gas [MM pcn/d]
𝑃𝑠𝑢𝑟𝑓 : presión de cabeza con pozo fluyendo [psi]
𝑉𝑔: velocidad crítica del gas [pie/s]
A: área de sección transversal del tubing [pie2]
𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓 : temperatura de cabeza [ºF]
𝑍: Factor de compresibilidad del gas a condiciones de
operación
𝑑𝑡 = √59.94 𝑄𝑔 (𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓 + 460) 𝑍
𝑃𝑠𝑢𝑟𝑓 𝑉𝑔 [9]
Ecuación 9. Diámetro crítico del tubing
Donde: 𝑑𝑡: diámetro crítico del tubing [pulg]
𝑄𝑔: caudal crítico del gas [MM pcn/d]
𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓 : temperatura de cabeza [ºF]
𝑃𝑠𝑢𝑟𝑓 : presión de cabeza con pozo fluyendo [psi]
𝑉𝑔: velocidad crítica del gas [pie/s]
𝑍: factor de compresibilidad del gas a condiciones de operación
41
ANEXO 3.
Ecuaciones para realizar la curva de comportamiento de afluencia
(IPR)
Anexo 3. Ecuaciones para realizar la curva de comportamiento de afluencia (IPR)
𝑄𝑔 = 𝐶(𝑃𝑟2 − 𝑃𝑤𝑓
2)𝑛
[10]
Ecuación 10. Curva de comportamiento de afluencia (IPR)
Donde: 𝑄𝑔: caudal del gas [M pcn/d]
𝐶: coeficiente de flujo del gas [M pcn/(psi × d)]*
𝑃𝑟 : presión estática del reservorio [psi]
𝑃𝑤𝑓 : presión de fondo fluyente [psi]
𝑛: constante de las características del pozo
𝐶 =703 × 10−6 𝑘 ℎ
𝑇𝑟 𝜇𝑔 𝑍 [𝑙𝑛 (0.472 𝑟𝑒𝑟𝑤
) + 𝑆] [11]
Ecuación 11. Coeficiente de flujo del gas
Donde: 𝐶: coeficiente de flujo del gas [M pcn/(psi2n x d)]
𝑘: permeabilidad al gas [mD]
ℎ: espesor de la formación [pie]
𝑇𝑟: temperatura de la formación [R]
𝜇𝑔 ∶ viscosidad del gas [cP]
𝑍: factor de compresibilidad del gas
𝑟𝑒 : radio de drenaje [pie]
𝑟𝑤 : radio del pozo [pie]
𝑆: daño de la formación
𝐼𝑃 =𝑄𝑔
𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓 [12]
Ecuación 12. Índice de productividad
Donde: 𝐼𝑃: índice de productividad [pcn/(psi x d)]
𝑄𝑔 ∶ caudal de gas a condiciones estándar [pcn/d]
𝑃𝑟 ∶ presión del reservorio [psi]
𝑃𝑤𝑓 ∶ presión de fondo fluyente [psi]
42
ANEXO 4.
Ecuaciones para realizar la curva de rendimiento de tubing (TPC)
Anexo 4. Ecuaciones para realizar la curva de rendimiento de tubing (TPC)
𝑉𝑠 =𝑄
𝐴 [13]
Ecuación 13. Velocidad en la superficie
𝑅 =𝑉𝑠𝑜 + 𝑉𝑠𝑤𝑉𝑠𝑔
[14]
Ecuación 14. Relación de velocidades en la superficie
𝑁𝐷 =𝑔(𝜌𝑙 − 𝜌𝑔)𝐷
2
𝜎 [15]
Ecuación 15. Constante ND
𝑁𝑣 =𝜌𝑚2 𝑉𝑚
4
𝑔 𝜎(𝜌𝑙 − 𝜌𝑔) [16]
Ecuación 16. Constante Nv
𝐵 = 0.0814 [1 − 0.0554 𝐿𝑛 (1 +730 𝑅
𝑅 + 1)] [17]
Ecuación 17. Constante B
=
1 − 𝑒𝑥𝑝 {−2.314 [𝑁𝑣 (1 +205𝑁𝐷
)]𝐵
}
𝑅 + 1
[18]
Ecuación 18. Fracción en volumen de gas dentro del pozo 𝐻𝑙 = 1 − [19]
Si 𝑅 ≥ 0.007
Entonces 𝑘𝑒 = 𝑘
Si 𝑅 < 0.007
Entonces 𝑘𝑒 = 𝑘 + 𝑅
{
28.5 𝜎
𝜌𝑁𝑆 𝑉𝑚2 − 𝑘
0.007}
[20]
Ecuación 19. Rugosidad efectiva de la tubería
∆𝑃𝐻𝐻 =𝜌𝑚 𝑔 ∆𝑍
144 𝑔𝑐 [21]
Ecuación 20. Pérdida de presión debido a la cabeza hidrostática
𝜇𝑔 =𝐾 𝑒(𝑋 𝜌𝑔
𝑦)
104 [22]
Ecuación 21. Viscosidad del gas
𝐾 =(9.4 + 0.02 𝑀) 𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓
1.5
209 + 19 𝑀 + 𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓
43
𝑋 = 3.5 +986
𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓+ 0.01 𝑀
𝑌 = 2.4 − 0.2 𝑋
𝑅𝑒 =0.7105 𝑃𝐶𝐸 𝛾𝑔 𝑄𝐶𝐸
𝑇𝐶𝐸 𝜇𝑔 𝐷 [23]
Ecuación 22. Número de Reynolds
𝑓 = (1
−2 log {𝑘𝑒/𝐷3.7065
−5.0452𝑅𝑒
𝑙𝑜𝑔 [(𝑘𝑒/𝐷)1.1098
2.8257+5.8506𝑅𝑒0.8981
]})
2
[24]
Ecuación 23. Factor de fricción Fanning en la tubería
∆𝑃𝑓 =2 𝑓 𝑉𝑚
2 𝜌𝑁𝑆 𝐿
144 𝑔𝑐 𝐷 [𝑝𝑢𝑙𝑔] [25]
Ecuación 24. Pérdida de presión debido a la fricción
Donde: 𝑉𝑠𝑜: velocidad del condensado en la superficie [pie/s]
𝑉𝑠𝑤: velocidad del agua en la superficie [pie/s]
𝑉𝑠𝑔: velocidad del gas en la superficie [pie/s]
𝑅: relación de velocidades en la superficie
𝑉𝑚: velocidad de la mezcla [pie/s]
𝑔: aceleración gravitacional [32.17 pie/s2]
𝑔𝑐: factor de conversión [32.17 (lbm pie)/(lbf s2)]
𝜌𝑔 ∶ densidad del gas [lb/pie3]
𝜌𝑙 ∶ densidad del líquido [lb/pie3]
𝜌𝑚 ∶ densidad de la mezcla [lb/pie3]
𝜌𝑁𝑆 ∶ densidad de la mezcla sin deslizamiento [lb/pie3]
𝐷: diámetro interno de la tubería [pie]
𝜎: tensión interfacial entre el gas y el líquido [lbf/s2]
∶ fracción en volumen de gas dentro del pozo
𝐻𝑙 ∶ fracción en volumen de líquido dentro del pozo
𝑘: rugosidad absoluta de la tubería [pulg]
𝑘𝑒 : rugosidad efectiva de la tubería [pulg]
𝐿: longitud de la tubería [pie]
𝑃𝐻𝐻 : pérdida de presión debido a la cabeza hidrostática [psi]
𝑀: peso molecular del gas [lb/lbmol]
𝑇𝑠𝑢𝑟𝑓: temperatura de cabeza [R]
𝜇𝑔: viscosidad del gas [cP]
𝑅𝑒: número de Reynolds
𝑃𝐶𝐸: presión estándar [psi]
44
𝛾𝑔: gravedad específica del gas
𝑄𝐶𝐸: caudal de gas a condiciones estándar [pcn/d]
𝑇𝐶𝐸: temperatura estándar [R]
𝐷 [𝑝𝑢𝑙𝑔]: diámetro interno de la tubería [pulg]
𝑓: factor de fricción Fanning en la tubería
𝑃𝑓 : pérdida de presión debido a la fricción [psi]
𝑍 : cambio en la elevación [pie]
45
ANEXO 5.
Ecuaciones para calcular la compresibilidad isotérmica del gas
Anexo 5. Ecuaciones para calcular la compresibilidad isotérmica del gas
𝐶𝑔 =𝐶𝑟𝑃𝑝𝑐
[26]
Ecuación 25. Compresibilidad isotérmica del gas
𝐶𝑟 =1
𝑃𝑝𝑟−1
𝑍(𝑍1 − 𝑍2
𝑃𝑝𝑟1 − 𝑃𝑝𝑟2) [27]
Ecuación 26. Compresibilidad pseudoreducida del gas
Donde: 𝑀𝑔: peso molecular del gas [lb/lbmol]
𝑇𝑝𝑐: temperatura pseudocrítica del gas [R]
𝑇𝑝𝑟: temperatura pseudoreducida del gas
𝑃𝑝𝑐: presión pseudocrítica del gas [psi]
𝑃𝑝𝑟: presión pseudoreducida del gas
𝐶𝑔: compresibilidad isotérmica del gas [psi-1]
𝐶𝑟: compresibilidad pseudoreducida del gas
𝑍: factor de compresibilidad del gas
46
ANEXO 6. Anexo 6. Metodología de la prueba de agitación
Metodología de la prueba de agitación
Se toma una muestra de líquido del pozo y se mezcla con el agente
espumante, luego se agita durante 20 segundos para que el líquido se
mezcle con el agente. La espuma producida es desplazada a un tubo
graduado, simultáneamente se inicia un cronómetro para medir el tiempo
que tarda en acumularse el volumen de espuma, como se muestra en la
figura 16 (González y Vicentini, 2014).
Se debe considerar la eficacia del producto mediante el análisis del
comportamiento del agente espumante en dos casos:
Variando su concentración y determinando la dosis óptima para las
condiciones del pozo.
Empleando una determinada concentración y variando el volumen de
líquido para asegurar que dicho volumen pueda ser removido.
Esta prueba debe ser realizada simulando las condiciones de presión y
temperatura del pozo (González y Vicentini, 2014).
Al terminar la prueba se miden los siguientes parámetros:
Volumen de la espuma producida y el tiempo que tardó en formarse.
Volumen de líquido remanente.
Tiempo de vida de la espuma (tiempo en el que el volumen de
espuma desciende a la mitad de su valor inicial después de la
agitación).
Velocidad de la espuma para deshacerse (Zúñiga, 2012).
47
Figura 14. Prueba de agitación (Zúñiga, 2012)
48
ANEXO 7. Anexo 7. Metodología de la prueba de inyección de gas
Metodología de la prueba de inyección de gas
Se toma la muestra de líquido del pozo y se le inyecta el agente espumante
con un volumen controlado de nitrógeno a diversas temperaturas, la espuma
producida es desplazada a un recipiente sobre una balanza donde se mide
su masa como se muestra en la figura 17 (Zúñiga, 2012).
La eficiencia del agente espumante es medida de acuerdo a los siguientes
parámetros:
Volumen de líquido remanente durante la inyección de nitrógeno.
Volumen de líquido remanente cuando la inyección de nitrógeno se
detiene.
Figura 15. Prueba de inyección de nitrógeno
(Kawale, 2012)
