Descarga de líquidos en pozos de gas - OilProduction - OilProduction

Alivio de carga liquida en pozos productores de gas por medio de la aplicación de espumantes en fondo de pozo

2017-12-01T07:38:17-03:00

El agua presente en las corrientes de gas puede tener origen en la condensación desde su propio vapor o puede provenir de acuíferos subterráneos. Un análisis físico químico puede determinar el posible origen del agua. El agua de condensación se irá incrementando en el tiempo, en la medida que el pozo produzca y que el reservorio se deplete. El siguiente trabajo presenta conceptos relacionados a el uso de Herramientas de diagnóstico, Aplicación de aditivos espumantes como técnica de alivio de carga líquida, Herramientas de selección, y Resultados de aplicaciones en pozos de la cuenca Neuquina (Argentina).

> Descargar Presentación (pdf)

Tecnologías utilizadas para la Remoción de Líquidos en Pozos de Gas

2016-08-25T09:01:37-03:00

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”.

> Descargar Trabajo (pdf)

Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos productores de gas

2016-07-18T12:41:00-03:00

Cuando son terminados por primera vez, muchos pozos de gas natural tienen suficiente presión de reservorio como para hacer fluir los fluidos de formación (agua e hidrocarburos líquidos) a la superficie junto con el gas producido.

En tanto la producción de gas continúa, la presión del reservorio declina, y, en tanto la presión declina, la velocidad del fluido en la tubería de producción decrece. Eventualmente, la velocidad del gas hacia arriba ya no es suficiente como para llevar las gotas a la superficie. Los líquidos se acumulan en la tubería de
producción, creando una caída de presión adicional, volviendo más lenta la velocidad del gas, y elevando la presión en el reservorio que rodea los punzados de pozos y el interior de la tubería de revestimiento. Cuando la presión en el fondo del pozo se aproxima a la estática del reservorio, el flujo de gas se detiene y todos los líquidos se acumulan en el fondo de la tubería de producción. Un enfoque común para restaurar el flujo temporariamente es ventear el pozo a la atmósfera (well “blowdown”), lo cual produce emisiones sustanciales de metano.

Descargar trabajo (pdf)

Aplicación de los diferentes tipos de Plunger Lift en el Yacimiento Cerro Dragón

2014-08-11T15:30:00-03:00

A partir del año 2001 Pan American Energy – Unidad de Gestión Golfo San Jorge comenzó a realizar pozos de producción simultánea de Gas & Petróleo, para poder incrementar la producción de gas y también para hacer económicamente más atractivo a este tipo de proyectos.

En una primera instancia los pozos fueron producidos de manera exitosa mediante Gas Lift Anular, pero como este sistema de extracción consume capacidad de compresión para inyectar gas a los pozos, debimos encontrar otras metodologías alternativas para poder utilizar los compresores para comprimir gas de venta y no de levantamiento.

Descargar trabajo

Instalación de sistemas de Plunger-lift bombeo en Pozos de gas natural

2016-01-22T15:28:59-03:00

En los pozos de gas maduros, la acumulación de fluidos en el pozo puede obstruir y en ocasiones detener la producción de gas. El flujo de gas se mantiene eliminando los fluidos que se acumulan con el uso de una bomba de balancín o tratamientos de remedio, como limpiando, enjabonando o ventilando el pozo a presión atmosférica (conocido como “purgado” del pozo). Las operaciones de eliminación de fluido, en particular las de purgado, pueden causar emisiones importantes de metano a la atmósfera.

Descargar Trabajo

Introduction to Plunger Lift: Application, Advantages and Limitations

2016-01-22T15:28:08-03:00

El siguiente paper discute acerca del principio del plunger lift y sus posibles aplicaciones. Las aplicaciones típicas son: 1. Remover el líquido de los pozos de gas

2. Producción de pozos con alta relación de petróleo 3. Control de parafinas e hidratos 4. Incrementar la efciencia de pozos con gas lift intermitente

Descargar paper

Manejo de la Producción de Agua en un Yacimiento Naturalmente Fracturado

2016-01-22T15:27:19-03:00

En el presente trabajo se expondrá la experiencia adquirida al optimizar la metodología de extracción natural de un pozo de gas en un yacimiento naturalmente fracturado con aporte de agua, mediante la inyección de espumante en fondo de pozo a través de un capilar.

El proyecto de optimización del sistema de extracción natural de este pozo productor de gas, surge como consecuencia de la necesidad de encontrar una solución a la creciente producción de agua aportada por el pozo y a la declinación cada vez más pronunciada de la producción de gas.

El pozo posee una Completación con Tubing de 4”, el cual hace que se magnifiquen los efectos de la disminución de la Relación Gas Líquido, produciéndose de este modo que parte de los fluidos de producción (sobre todo agua de producción) queden inmóviles en el fondo del pozo como consecuencia de la falta de velocidad ascensional del gas en Casing y Tubing. A raíz de estas condiciones de producción se analizaron las diferentes alternativas de producción del pozo que nos permitieran mejorar la producción y aumentar la vida productiva del pozo, para así evitar el ahogue prematuro del pozo con sus propios líquidos de producción. Para mejorar la producción del pozo, se determinó llevar adelante la aplicación de un sistema de inyección de Espumante líquido, el cual es dosificado en el fondo de pozo a través de un capilar que se encuentra alojado en el interior del Tubing. De este modo se logró mejorar el aporte de hidrocarburos, evitando el cierre del pozo y aprovechando la instalación de producción existente.

Descargar Trabajo

Plunger Lift asistido en instalaciones de gas lift

2016-01-22T15:26:16-03:00

El yacimiento Lindero Atravesado (LA) es un campo maduro productor de gas y petróleo ubicado en la Cuenca Neuquina, a 77 Km. de la ciudad del Neuquén. Uno de los últimos proyectos que se han desarrollado en LA fue el reservorio petrolífero de la llamada Capa Cero, perteneciente a la Fm. Quintuco en el área Occidental. El descubrimiento de Capa Cero como reservorio petrolífero comercial data de 1997/98, con la reparación de 3 pozos a Quintuco. El delineamiento y desarrollo se llevó a cabo en los años 2000 y 2001, con la perforación de 14 pozos.

La roca reservorio pertenece a los sedimentos del Cretácico Superior de la Fm. Quintuco y se trata de una caliza parcialmente dolomitizada, con desarrollo permeable de hasta 6m. Los pozos requieren de tratamiento ácido para aportar caudales de interés, y su perfil de producción exhibe en general una fuerte declinación inicial, típica de estas calizas estimuladas, a la que contribuye además un importante período de flujo monofásico inicial. Luego de esta declinación, la producción se estabiliza en valores bajos. Capa Cero es un reservorio que tiene como mecanismo de drenaje el “Gas Disuelto”, sus caudales iniciales son elevados pero en un corto periodo de tiempo declinan fuertemente.

Descargar trabajo

Producción simultánea de gas & petróleo en reservorios multicapas del Yacimiento Cerro Dragón

2016-01-22T15:25:16-03:00

La producción de Gas del yacimiento Cerro Dragón ha tenido un gran crecimiento en los últimos años, en parte debido a una agresiva campaña de perforación de pozos de alta relación gas petróleo (HGOR) y a una fuerte inversión en instalaciones de superficie. Nuevas plantas compresoras y baterías permiten captar la producción asociada de los proyectos denominados HGOR.

El crecimiento de la capacidad de producción y venta de gas de los últimos años se sustentó en una nueva política de explotación y una adaptación de los diseños de producción. Dicha política consiste en producir reservorios lenticulares multicapa de gas y de petróleo de manera simultánea.

Descargar trabajo

Selección de un sistema de extracción artificial para pozo productor de petróleo con alto contenido de arena

2016-01-22T15:24:03-03:00

En este trabajo se expone la experiencia adquirida durante el análisis realizado para la selección del Sistema de Extracción Artificial óptimo para un pozo productor de petróleo y gas con alto contenido de arena y desviado.

El pozo en estudio es productor de petróleo, el cual posee varias características de integridad de pozo y condiciones de producción que lo hacen complejo al momento de seleccionar un Sistema de Extracción Artificial que permita la producción del mismo durante periodos prolongados. Dichas características son:

Producción de petróleo y gas con alto contenido de arena de granulometría muy fina
Inclinación de 44° en fondo
Integridad de Casing regular
Amplia longitud de punzados
Presencia de parafina

Durante 16 años de producción, el pozo fue explotado con tres Sistemas de Extracción Artificial (Gas Lift, Bombeo Mecánico y PCP) siendo el Gas Lift el mas eficiente. Lamentablemente, con el pasar del tiempo el pozo presenta al día de hoy una mala integridad de Casing, lo cual no nos permite continuar producidendo el pozo con este Sistema y en consecuencia debemos buscar otras alternativas en Sistemas de Extracción Artificial. Para ello debimos realizar básicamente dos análisis:

a. Analizamos cual fue el rendimiento de cada Sistema de Extracción Artificial que tuvo el pozo y su rendimiento

b. Propusimos cuales serían los Sistemas de Extracción mas apropiados y porque podríamos o no utilizar cada uno, teniendo en cuenta las características de integridad y producción del pozo.

Como consecuencia, se concluyó que el Sistema de Extracción Artificial de Plunger Lift Asistido era el método recomendado para ser instalado en este pozo. De este modo se lograría:

Mantener la producción de petróleo y gas del pozo durante un periodo prolongado de tiempo mayor que el obtenido con Bombeo Mecánico y PCP
Producir el pozo con bajos costos de mantenimiento e inversión inicial
Obtener un corto tiempo de repago de la inversión inicial de la operación de instalación
Aprovechar el gas producido por el pozo como gas de inyección para el anular y el sobrante para ser utilizado para consumo del área
Estabilizar el aporte de arena desde la formación al pozo
Disminuir la frecuencia de intervenciones del pozo
Minimizar los tiempos improductivos del pozo debido a la espera del equipo de Workover para intervención del pozo
Evitar presurizar de manera excesiva el espacio anular

Descargar trabajo

Trabajo presentado en el Congreso de Producción del Bicentenario, realizado en la Ciudad de Salta. Argentina los días 18 al 21 de mayo de 2010.