PRUEBA DE CAMPO BARRA CLOROBEN CÓDIGO AZUL Y MARCA HYDROFOAM
ESPECIFICACIONES DEL POZO
Pozo: Santa Anita No 211 Producción: Gas Natural Profundidad del pozo: 3000 mts. Presión de línea: 320 psi Presión de tp: 520 psi Dispensador: automático
PROCEDIMIENTO SIMPLIFICADO DE LA PRUEBA EN CAMPO DE LA BARRA ESPUMANTE CODIGO AZUL Y MARCA HYDROFOAM BARRA PETROQUIMIA CÓDIGO AZUL FECHA
HR
10:10
TP (PSI)
540
OBSERVACIONES SE REALIZA CARGA DE BARRAS ESPUMANTES MARCA SELECT DE 1 1/4" DE DIÁMETRO CODIGO AZUL AL DISPENSADOR AUTOMÁTICO Y SE REALIZA INSTALACIÓN DEL EQUIPO ECOMETRO.
11:00
270
SE SUMINISTRAN 2 BARRAS AZULES MARCA SELECT AL POZO. SE REALIZA ECOMETRO, ESTE DETERMINA QUE SE
11:07
570
TIENE 1381 MTS. DE PROFUNDIDAD DEL NIVEL DEL LÍQUIDO.
27-ago-10 SE REALIZA ECOMETRO, ESTE DETERMINA QUE SE 11:14
570
11:24
570
11:33
TIENE 804 MTS. DE PROFUNDIDAD DEL NIVEL DEL LÍQUIDO.
SE ALINEA EL POZO A PRODUCCION CON PRESION EN LA TP DE 570 PSI Y PRESION DE LINEA DE 312 PSI. SE REALIZA TOMA DE MUESTRA LIQUIDA PARA SU PRESENTACIÓN Y TOMA DE MUESTRA PARA REALIZAR
BARRA MARCA HYDROFOAM FECHA
HR
TP (PSI)
10:13
518
OBSERVACIONES SE CIERRA POZO EQUIPO ECOMETRO.
PARA
MEDICIÓN
CON
10:17
SE APLICAN TRES BARRAS AZULES MARCA HYDROFOAM (CLOROBEN).
10:24
SE REALIZA CARGA CON BARRAS ESPUMANTES MARCA HYDROFOAM (CLOROBEN) AL DOSIFICADOR AUTOMÁTICO DEL POZO SANTA ANITA.
10:49
559
SE TOMA LECTURA CON EL ECOMETRO, ESTE DETERMINA QUE SE TIENE 250. MTS. DE PROFUNDIDAD DEL NIVEL DE LÍQUIDO.
11:12
566
SE TOMA LECTURA CON EL ECOMETRO, ESTE DETERMINA QUE SE TIENE 357 MTS. DE PROFUNDIDAD DEL NIVEL DEL LÍQUIDO.
11:21
566
SE ALINEA EL POZO A PRODUCCION, CON PRESION DE LINEA DE 323 PSI.
01-sep-10
11:26
SE REALIZA TOMA DE MUESTRA POR APORTACIÓN DE LÍQUIDOS DEL POZO.
LIQUIDA,
NUEVOS APORTES Introducción del Problema. Cuando se produce el gas, si su velocidad es lo suficientemente elevada, lleva líquidos consigo. Son excepcionales los pozos que producen gas completamente seco. Una elevada velocidad de gas resulta en un régimen de flujo de tipo niebla en el que las gotas de líquido se encuentran dispersas en el gas. En este caso el porcentaje en volumen de líquido en el gas es muy reducido en la sarta de producción, dando como resultado una baja caída de presión debida a la componente gravitatoria de los fluidos. A medida que se va reduciendo la velocidad del gas en la sarta de producción como consecuencia de la explotación y envejecimiento del reservorio, la velocidad de los líquidos transportados disminuye aún más rápidamente. Las progresivas reducciones de velocidades de flujo conducen a transiciones en los regímenes de flujo pasando por anular-niebla, sluganular, slug y finalmente burbuja mientras que en contrapartida, los porcentajes en volumen de líquido en el gas en la sarta de producción se van incrementando. La creciente presencia y acumulación de líquidos en el Tubing mientras el pozo se encuentra en producción puede ir reduciendo la misma, o inclusive interrumpirla del todo.
La siguiente figura y la tabla resumen los distintos regímenes de flujo encontrados en pozos gasíferos.
Regímenes de flujo multifásicos en Tubing de pozos gasíferos. Régimen de Flujo Características REGIMEN DE FLUJO Mist Flow
CARACTERISTICAS Fase gas continua y fase líquida dispersa en forma de minúsculas gotas. Igual al caso anterior pero con una
Annular-Mist Flow
película de líquido en las paredes del Tubing. El gradiente de presión queda determinado principalmente por la fase gas. El flujo cambia de fase continua líquida a fase continua gaseosa. En la fase gaseosa
Slug-Annular Transition
puede haber gotas líquidas entrampadas. El
gradiente
de
presión
sigue dependiendo principalmente del gas pero el efecto de los líquidos comienza a ser importante. Burbujas de gas expanden a medida que ascienden
coalesciendo
para
formar burbujas más grandes Slug Flow
finalmente, slugs.
La fase
y, líquida es
continua y las películas alrededor de los slugs pueden caer. El gradiente de presión es afectado por ambas fases (gas y líquido). El Tubing se encuentra prácticamente lleno de líquido. El gas libre se encuentra
Bubble Flow
en la forma de pequeñas burbujas que ascienden a través del líquido. El líquido moja las paredes y las burbujas sólo reducen la densidad.
COMPARACIÓN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS Después de las pruebas en campo realizadas para la barra CLOROBEN código azul y la barra marca hydrofoam ubicadas en el pozo Santa Anita No. 211 se tuvieron los siguientes resultados. BARRA PETROQUÍMICA CODIGO AZUL
BARRA MARCA HYDROFOAM
MUESTRA OBTENIDA EN EL POZO SANTA ANITA No. 211, NOS MUESTRA LA PRESENCIA DE EMULSIÓN, 27.70% DE AGUA C/DETERGENTE, 10.60% DE EMULSIÓN Y 61.70% DE CONDENSADO C/DETERGENTE.
MUESTRA LIQUIDA OBTENIDA EN EL POZO SANTA ANITA No. 211 DESPUÉS DE 5 MINUTOS Y TRASVASADA A UN RECIPIENTE DE UN LITRO, SE APRECIA QUE SOLAMENTE EXISTEN TRAZAS DE EMULSIÓN EN ESTA MUESTRA, 38.50% DE AGUA C/DETERGENTE Y 61.50% DE CONDENSADO SIN DETERGENTE
Se presentan 10.6% de emulsión además, de agua y condensado lechosos con contenido de detergente
Se puede observar que con las barras Hydrofoam se tiene como resultado de emulsión solamente trazas y un condensado limpio.
MEDICIONES CON EL EQUIPO ECOMETRO
No es posible la velocidad de desalojo de agua debido a incongruencias en mediciones del ecómetro.
Se tiene un desalojo de 4.7 mts por minuto después de la aplicación de dichas barras, lo cual nos da un resultado satisfactorio de desalojo de líquidos
Después del análisis completo del reporte de la prueba en campo de las barras espumantes se concluye que barras cuentan con un buen desempeño para mantener la fluidez en un pozo con líquidos conteniendo salmuera y condensados y evitando la formación de emulsión. Estas barras son una manera económica para remover el agua de los pozos sin usar operaciones y servicios costosos como suabeo. Son recomendadas para un tratamiento de tubería inicial y en producción. En muchos casos, removiendo unos pocos cientos de pies de la parte superior del fluido permite la producción de gas natural sacar el resto del fluido en el pozo. Para determinar la cantidad óptima del tratamiento periódico usted puede elegir gradualmente reducir el tratamiento inicial hasta que el punto más económico sea alcanzado. Si un pozo está completamente muerto, las barras pueden ser usadas para proveer energía de agitación.
PRUEBA DE CAMPO BARRA CLOROBEN CODIGO ROJO TENIENDO COMO REFERENCIA LAS BARRAS ESPUMANTES DE 1 ¼”Ø CODIGO ROJO MARCA SELECT
PRUEBA DE CAMPO BARRA CLOROBEN CODIGO ROJO INTRODUCCIÓN Las barras espumantes, contienen agentes reforzadores de espuma, que actúan como espumante al entrar en contacto con una mezcla de agua y menos del 50% de hidrocarburos ligeros en forma líquida (condensados), que se encuentran presentes en los fondos de los pozos a temperaturas entre 80 y 135°C, provocando efervescencia para aligerar la columna hidrostática e inducir el pozo. Estas barras se usan principalmente para:
Remover agua de los pozos de gas. Incrementar la producción de gas. Remover fluido de los pozos de gas y condensado. Disminuyen la carga hidrostática, la cual aumenta la producción de gas, que a su vez refuerza la acción espumante hasta que el pozo se descarga. Son una forma económica de elevar el agua de los pozos de gas sin usar operaciones caras de servicios a pozo, tales como las escoriaciones, limpieza a chorro con tubería flexible o instalar sistemas artificiales de producción. Provocan efervescencia para aligerar la columna hidrostática e inducir el pozo.
OBJETIVO Realizar una prueba en campo después de haberla hecho en laboratorio de la barra espumante hydrofoam (CLOROBEN) código rojo, con el fin de verificar la eficiencia de esta en las condiciones que presenta el pozo. ALCANCE Este reporte establece los requisitos mínimos para prueba en campo de la barra espumante código empleada en pozos productores de gas natural, específicamente en el pozo
rojo
ESPECIFICACIONES DEL POZO Pozo: Valadeces No 10 Producción de Gas Natural: 1.247 MMPCD Producción de líquidos: 15 – 18 M3/DIA Profundidad del pozo: 2146 mts. Presión de línea: 190 - 210 psi Presión de tp: 280 - 320 psi Estrangulador: 1/16
PROCEDIMIENTO SIMPLIFICADO DE LA PRUEBA EN CAMPO DE LA BARRA ESPUMANTE CODIGO ROJO FECHA
HR
TP (PSI)
09:35
270
SE CIERRA POZO PARA TOMA DE ECOMETRO.
10:05
SE SUMINISTRAN 2 BARRAS DE 1 1/4"Ø ROJA MARCA HYDROFOAM (CLOROBEN).
10:06
SE REALIZA ECOMETRO Y ESTE DETERMINA QUE SE TIENE 829 MTS. DE PROFUNDIDAD DE NIVEL DE LÍQUIDOS.
10:10 10-ago-10
OBSERVACIONES
520
10:24
SE TOMA MUESTRA DE LÍQUIDOS.
11:10 11:40 12:15
502
12:20 12:30
SE ALINEA EL POZO A PRODUCCIÓN.
520
SE INSTALA LANZADORA AUTOMÁTICA CON 10 BARRA DE 1 1/4" ROJAS MARCA HYDROFOAM (CLOROBEN). SE CIERRA POZO PARA TOMAR LECTURA DE ECOMETRO. SE TOMA LECTURA CON EL ECÓMETRO, ESTE DETERMINA QUE SE TIENE 1013 MTS. DE PROFUNDIDAD DEL NIVEL DE LÍQUIDO. SE INSERTAN DOS BARRAS DE 1 1/4"Ø ROJA MARCA HYDROFOAM (CLOROBEN). SE ALINEA EL POZO A PRODUCCIÓN.
PROCEDIMIENTO SIMPLIFICADO DE LA PRUEBA EN CAMPO DE LA BARRA SELECT ROJA FECHA
HR
11:05
TP (PSI)
270
09-ago10
SE CIERRA POZO PARA TOMA DE ECOMETRO, ESTE DETERMINA QUE SE TIENE 197.05 MTS. DE PROFUNDIDAD DEL NIVEL LÍQUIDO. SE SUMINISTRAN 2 BARRAS DE 1 1/4"Ø ROJA MARCA SELECT.
11:20 11:40
OBSERVACIONES
385
SE ALINEA EL POZO A PRODUCCION.
11:43
SE TOMA MUESTRA DE LIQUIDOS.
12:33
SE CIERRA DE ECOMETRO.
13:26
15:00
PARA
TOMAR
LECTURA
SE TOMA LECTURA CON EL ECOMETRO,ESTE DETERMINA QUE SE TIENE 366.41 MTS. DE PROFUNDIDAD DEL NIVEL DE LÍQUIDO. SE INSERTAN DOS BARRAS DE 1 1/4"Ø ROJA MARCA SELECT.
12:38
13:30
POZO
539
SE ALINEA EL POZO A PRODUCCION. SE INSERTAN DOS BARRAS DE 1 1/4"Ø ROJA MARCA SELECT.
NUEVOS APORTES Para que se produzca una espuma útil es necesario que se produzca una buena dispersión de las fases gas y líquido (generación de espuma) y que la misma se mantenga en el tiempo (estabilidad de la espuma). La espuma se genera mediante la agitación del líquido con el gas. Este proceso se hace más efectivo cuando la tensión superficial del líquido se reduce de forma que el gas se dispersa más en la fase líquida (rol de los surfactantes). La tensión superficial del agua generalmente en el orden de las 72 dinas/cm (0,072 N/m) se reduce, con la formación de la espuma generada por un buen producto espumante/surfactante, al orden de 20 a 35 dinas/cm (0,02 a 0,035 N/m que es la tensión superficial normal de los hidrocarburos/condensado). Una reducción de la tensión superficial de esta magnitud representa en términos generales una disminución de las velocidades críticas en el orden del 20%. Se puede decir entonces que el espumante/surfactante funciona: • Reduciendo la tensión superficial del líquido. • Reduciendo la densidad del líquido. • Reduciendo el tamaño de las gotas de líquido.
Las moléculas de surfactante tienen un extremo soluble en agua (hidrofílico) y un extremo insoluble en agua (hidrofóbico). En consecuencia, los espumantes contienen componentes hidrofílicos y lipofílicos (solubles en fase hidrocarburo) que hacen que las moléculas se concentren en la interface agua/condensado. Cuando la concentración de surfactante es tal que la interface se encuentra totalmente cubierta con la máxima concentración posible de moléculas, se dice que el soluto se encuentra en su concentración crítica. Agregados subsecuentes de espumante se concentrarán en una de las dos fases líquidas.
Se suele clasificar a los surfactantes de acuerdo con su naturaleza no-iónica, aniónica o catiónica. Es un hecho conocido que los hidrocarburos son difíciles de espumar, especialmente sin la presencia de agua. La mayoría de los surfactantes/espumantes comerciales funcionan bien con porcentajes de agua superiores al 50%. En términos generales sólo la fase acuosa de una mezcla agua-hidrocarburo genera una espuma estable en la que la película de la burbuja es lo suficientemente fuerte para sostener el agua y el gas en una estructura de burbuja, especialmente en la presencia de concentraciones elevadas de gas.
ANÁLISIS DE RESULTADOS Los resultados obtenidos en la prueba de campo realizada en el pozo Valadeces No. 10 con barras espumantes de 1 ¼”Ø código rojo marca Hydrofoam (CLOROBEN), teniendo como referencia las barras espumantes de 1 ¼”Ø código rojo marca Select, fueron los siguientes.
BARRA CLOROBEN CODIGO ROJO MUESTRA OBTENIDA EN EL POZO VALIDECES No. 10 DESPUÉS DE ALINEARLO A PRODUCCIÓN, NOS MUESTRA LA PRESENCIA DE ESPUMA CONDENSADO Y EMULSIÓN
BARRA MARCA SELECT SE CIERRA POZO PARA TOMA DE ECOMETRO, ESTE DETERMINA QUE SE TIENE 197.05 MTS. DE PROFUNDIDAD DEL NIVEL LÍQUIDO
MUESTRAS LIQUIDAS OBTENIDAS A LAS 10:49 HRS LAS CUALES PRESENTAN ESPUMA, CONDENSADO Y EMULSIÓN
MUESTRAS OBTENIDAS A LAS 11:02 HRS. LAS CUALES PRESENTAN MUY POCA ESPUMA, CONDENSADO Y EMULSION; ESTA SE ESTABILIZAN DE ACUERDO A SU TIEMPO DE RESIDENCIA.
SE INSTALA EQUIPO ECOMETRO PARA LA MEDIR EL NIVEL DE LÍQUIDOS EN EL POZO.
REPRESIONAMIENTO
INCREMENTO DE LA TP
MUESTRAS LIQUIDAS OBTENIDAS A LAS 10:49 AM PRESENTAN ESPUMA, CONDENSADO Y EMULSIÓN
ESTO DEBIDO AL TIEMPO DE RESIDENCIA QUE SE TIENE EN CADA MUESTRA
MUESTRAS OBTENIDAS A LAS 11:02 AM PRESENTAN MUY POCA ESPUMA, CONDENSADO Y EMULSIÓN.
ESTO DEBIDO AL TIEMPO DE RESIDENCIA QUE SE TIENE EN CADA MUESTRA
Después del análisis completo del reporte de la prueba en campo de las barras espumantes se concluye que barras cuentan con un buen desempeño para mantener la fluidez en un pozo con líquidos. Estas barras son una manera económica para remover el agua de los pozos sin usar operaciones y servicios costosos como suabeo. Por lo que respecta a las muestras de líquidos obtenidas en esta se puede observar de la gran cantidad de espuma que se obtiene y el rompimiento de esta de acuerdo al tiempo de residencia que se tiene en cada muestra, como se muestra en las fotos. Las barras pueden usarse para incrementar la eficiencia de suabeo y extender la vida de las copas de suabeo. La capa lisa, junto con la espuman aumenta la eficiencia y la vida de las copas de suabeo y permiten que fluya el gas con más facilidad. Las perforaciones son más limpias a menudo como resultado de los surfactantes y la acción de suabeo. A los fines de seleccionar el producto espumante más eficiente es conveniente evaluar lo siguiente: • Estabilidad química en condiciones de temperatura y presión de fondo de pozo. • Solubilidad en los líquidos en condiciones de salinidad y dureza del reservorio. • Concentración y costo del surfactante requerido para reducir la tensión superficial en la
proporción necesaria. • Calidad y vida media de la espuma medidas en ensayos dinámicos apropiados. • Estabilidad de la espuma en presencia de hidrocarburos (condensado o crudo).
