Escrito por 2:12 pm Artículos de Opinión

Carga de líquido en pozos de gas

Introducción

Los pozos productores de gas en alguna etapa de su vida productiva pueden llegar a producir líquidos (agua y/o condensados).

Cuando el gas fluye a superficie, el gas remueve los líquidos del pozo para ser producidos, esto sólo si la velocidad del gas es lo suficientemente alta. Una alta velocidad del gas resulta en un patrón de flujo niebla (mist flow pattern) o flujo anular (annular flow pattern), es decir, los líquidos viajan dispersos en el gas (fase continua).

A medida que la velocidad del flujo de gas en la tubería de producción disminuye con el tiempo, el patrón de flujo dentro de la tubería cambia de niebla a bache (slug flow pattern) y eventualmente el líquido comienza acumularse en el fondo del pozo, esto ocasiona que la presión en el fondo del pozo aumente.

El aumento de la presión en el fondo del pozo provoca una contrapresión al yacimiento, lo cual ocasiona que disminuya o sea nulo el aporte de fluidos del yacimiento al pozo. Con lo anterior también se reduce la producción en superficie de gas y si las condiciones existen, el pozo dejará de fluir en su totalidad.

En la Figura 1 se observa los patrones de flujo en la tubería de producción que un pozo de gas podría presentar durante su vida productiva, en la que se observa como la producción de gas disminuye con el tiempo debido a la presencia y acumulación de líquidos en el fondo del pozo.

Figura 1. Ejemplo ilustrativo de la carga de líquido en un pozo productor de gas. Modificado de Lea Jr, J. F., & Rowlan, L. (2019).

La Figura 2 se muestran de manera individual los patrones de flujo que eventualmente se van presentando en un pozo de gas de acuerdo con la carga de líquido que exista en el pozo. Características generales de los patrones de flujo:

  • Flujo Burbuja: La fase continua es el líquido y la fase dispersa el gas.
  • Flujo Bache: La fase continua es el líquido y el gas viaja en forma de grandes burbujas, así como pequeñas burbujas dispersas.
  • Flujo Transición: La fase gas empieza a viajar a mayor velocidad y en la parte central se empiezan a unir las burbujas de gas.
  • Flujo Anular: El gas viaja justo en el centro de la tubería con burbujas de líquido dispersas y en el espacio anular entre el gas y la pared de la tubería viaja el líquido restante que es arrastrado por la velocidad del gas.
  • Flujo Niebla: El gas es la fase continua y abarca todo el espacio interno de la tubería, el líquido viaja de manera dispersa en el gas.
Figura 2. Patrones de flujo en tuberías verticales con flujo ascendente.

Origen de los líquidos en un pozo productor de gas

Muchos pozos de gas también producen agua o condensados. Si la presión del yacimiento es menor que la presión de saturación (presión de rocío), el condensado es producido con el gas como un líquido, si la presión del yacimiento se encuentra por arriba de la presión de rocío, el condensado entra al pozo en fase vapor con el gas y se condensa como líquido en la tubería de producción o el separador.

El agua producida puede tener varios orígenes:

  • El agua libre de formación puede ser producida con el gas.
  • Si el yacimiento tiene un acuífero activo, la invasión de agua eventualmente alcanzará al pozo.
  • El agua y/o condensado pueden entrar al pozo en fase vapor con el gas y condensarse como líquido en la tubería de producción.
  • El agua puede entrar al pozo desde otra zona productora, que podría estar separada a cierta distancia de la zona de gas.

Velocidad crítica de remoción de líquidos

En general, se cree que los líquidos se elevan en el flujo de gas como partículas individuales y se transportan como una película líquida a lo largo de la pared de la tubería por el esfuerzo cortante en la interfaz entre el gas y el líquido antes del inicio de una carga de líquido severa.

En la práctica, la velocidad crítica se define generalmente como la velocidad mínima del gas en la tubería de producción requerida para mover las gotas de líquido hacia arriba. Una “tubería delgada” conocida como tubería capilar se utiliza a menudo para reducir el tamaño de la tubería hasta que se obtiene la velocidad crítica.
La reducción de la presión superficial (por ejemplo, por compresión) también aumenta la velocidad.

Varios autores han presentado métodos de cálculos analíticos para determinar la velocidad crítica, lo cual se ha adaptado a términos de gasto ya que es un parámetro más fácil de obtener. El gasto crítico se define como el gasto mínimo de gas que debe producirse para levantar los líquidos del pozo y llevarlos a superficie.

Técnicas para remover líquidos de los pozos de gas

Existen distintos métodos utilizados para remover los líquidos en el pozo. Entre los más comunes se encuentra:

  • Plunger Lift
  • Bombeo Neumatico
  • Barras de surfactantes
  • Sarta de velocidad (generalmente usando tubería flexible).
  • Tubería capilar

Monitoreo de variables operativas

Es de vital importancia el monitoreo de variables operativas, tales como, presión, temperaturas y aforos de los pozos, ya que están nos permiten poder diagnosticar las condiciones actuales y determinar las intervenciones necesarias cuando sean necesarias.

Un seguimiento continuo del comportamiento de los pozos facilitará la toma de decisiones con el objetivo de cumplir metas de producción y lograr una recuperación óptima de los hidrocarburos.

De las herramientas tecnológicas que desde hace algunos años se utilizan, se encuentran los sistemas SCADA, ya que te permiten visualizar en tiempo real diferentes parámetros y condiciones de pozos, equipos superficiales, entre otros.

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Referencias bibliográficas

  • Lea Jr, J. F., & Rowlan, L. (2019). Gas well deliquification. Gulf Professional Publishing.
  • Guo, B. (2011). Petroleum production engineering, a computer-assisted approach. Elsevier.
  • Mukherjee, H., & Brill, J. P. (1999). Multiphase flow in wells. Society of Petroleum Engineers of AIME.

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Autor: José Ignacio Cruz Reyes

Contacto: jose.cruz@dyscoep.com

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