jueves, 3 de diciembre de 2009

PRODUCCIÓN DE YACIMIENTOS MADUROS CON POZOS COMPLETADOS 5 - 1/2" (MONOBORE)

INFORMACION GENERAL:
Elaborado por el Ing Félix Villarroel

En la etapa inicial de producción de un yacimiento de gas condensado se presentan tasas y presiones capaces de levantar los líquidos (condensado y/o agua) que se producen junto con el gas y llevarlos a superficie, sin embargo, con la declinación de presión de los yacimientos llega un momento en el cual el flujo de gas no tiene la fuerza suficiente para levantar los líquidos, acumulándose en el fondo de la tubería de producción afectando la productividad del pozo, ocasionada por la contrapresión que ejerce esa columna de líquidos a la formación. En el Campo San Joaquín, existen algunos pozos completados con tubería MONOBORE (Tub 5 -1/2") que habían mostrado una disminución en la producción influenciada por la acumulación de líquidos y para evitarlo se ha implementado una estrategia de producción para fluir los mismos la cual se basa en el incremento del reductor para aumentar las velocidades, y así obtener un mejor aprovechamiento de la energía del yacimiento, tomando en cuenta que se tratan de yacimientos maduros, sometidos a proyectos de desinfle y en cuyos casos la presión cayó muy por debajo de la presión de rocío (950 lpca) generando formación de líquidos por condensación retrograda no solo al nivel de la tubería de producción sino en el mismo yacimiento incrementando la saturación de líquidos en el medio poroso disminuyendo la permeabilidad relativa al gas y por ende perdida de la productividad.




Curvas de permeabilidad relativa para un sistema con heterogeneidad de fluidos (Petróleo-Agua), para una arena típica de humectada por agua

En la gráfica se evidencia que al incrementar la Saturación de agua en el medio poroso disminuye la permeabilidad al petróleo y este mismo caso ocurre con la permeabilidad relativa al gas que es aun más sensible debido a que en principio está presente a saturación irreducible y por lo tanto no tiene permeabilidad relativa en el sistema।


Curvas de permeabilidad relativa para un sistema donde fluye gas y petróleo



En este sentido y con la finalidad de que estos pozos que presentan acumulación de líquidos específicamente los MONOBORE ( Tub 5 - 1/2" ) no solo mejoran su producción y la capacidad de arrastre de los líquidos sino en muchos casos lograr que fluyeran; fue necesario evaluar el incremento de reductores de dichos pozos soportados con la simulación numérica, para establecer a través del análisis del comportamiento de producción de los mismos, una metodología que permita estudiar velocidad y tasa crítica del gas, volumen de líquido y su factor de entrampamiento (hold-up), que son parámetros que están directamente relacionados con la acumulación de líquidos y según estos y el comportamiento de producción, determinar las condiciones operacionales asociadas a la utilización de reductores de alto diámetro para producir dichos pozos.


Metodología para la definición de los parámetros relacionados con los problemas de acumulación de líquidos.

La velocidad y tasa crítica del gas (Vgc y Qgc), el factor de entrampamiento de líquido (Holdup) y el volumen de líquido, son parámetros que están muy relacionados con la acumulación de líquidos y, por ende, influyen a que este fenómeno ocurra. Con la definición y estudio de estos parámetros a través de una metodología se puede conocer de una forma más precisa en cuales pozos se está presentando la acumulación de líquidos o cuales tienden a ello.

Cálculo de la velocidad y tasa crítica del gas: durante esta etapa se procedió al cálculo de la velocidad y tasa crítica para cada pozo, utilizando la correlación de Turner para tasa crítica y la correlación de Colleman y Cols para la velocidad crítica ya que ésta es utilizada para presiones de cabezal menores o igual a 500 lpc y era la

Velocidad Crítica.


Conversión de la temperatura de superficie de °F a °R


- Tasa Crítica





Qgc = tasa de gas crítica, MMPCGD

P y T = presión y temperatura promedia del pozo, lpca y °R

A = área interna de la tubería, pie2

Zg = factor de compresibilidad del gas a P y T


Después de haber calculado la Vgc y Qgc se compararon con la velocidad y tasa de gas de los pozos ya que estas últimas deberán ser mayores a las críticas para que no ocurra deslizamiento de los líquidos y por ende acumulación de los mismos। Los valores obtenidos de Holdup y volumen de líquido a través del simulador serán de gran importancia para saber que cantidad de líquido que esta acumulando.


AX-FELIX

El pozo esta completado con tubería de producción de 5 १/2 pulgadas, al momento de la simulación la producción era de 4.3 MMPCGD con reductor de ¾ pulgadas, en la Gráfico se pueden observar distintas curvas de demandas (reductores) del pozo y una sola gráfica de oferta donde la curva de demanda que representa el reductor de 1.5 pulgadas es la de color rojo; en éste gráfico N° 1, se puede ver que la producción del pozo coincide con la real cuando se coteja con un red mayor.



Calculo de velocidades con red 3/4"


Velocidad crítica, pie/seg: 8.5483606
Tasa Critica, MMPCND: 5.431


Si se compara la tasa de producción de gas con la tasa critica se pone en evidencia que el pozo tendrá problemas para levantar el líquido producido y el mismo se acumulará en el fondo।


Calculo de velocidades con red 1"

Velocidad crítica, pie/seg: 8.56887
Tasa Critica, MMPCND: 5.1431

En este caso la producción de gas es superior a la tasa critica por lo que el pozo es capaz de levantar el líquido producido।

Material consultado:
ROJAS, G. 1998. Ingeniería de Yacimientos de Gas Condensado. 2da Edición. PDVSA Puerto la Cruz. Venezuela, pp. 24-34; 257-258; 315-333

HERNÁNDEZ, Y. 2005. Optimización de las condiciones de producción bajo los criterios de velocidad y caudal crítico para la disminución del entrampamiento de liquido en pozos de gas pertenecientes a la arena SJA yacimiento JM-99 de los campos San Joaquín y Guario del Área Mayor de Anaco. Tesis de Grado para optar al título de Ingeniero de Petróleo, Escuela de Ingeniería y Ciencias Aplicadas, Departamento de Petróleo, Universidad de Oriente, Núcleo de Anzoátegui.
Esta información o mas bien esta pequeña anécdota sea de su utilidad, no mencioné la distribución de pozos estudiados por presentar información que le pertenece a PDVSA GAS cualquier consulta al respecto hágalo vía GMAL