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Lecciones aprendidas
De los socios de Natural Gas STAR
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PRO^C
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NaturalGas/S
EM POLLUTION PflfVEKTFR *
Opciones para retirar fluido acumulado y
mejorar el flujo en los pozos productores de
gas
rr
Resumen
Cuanclo son terminados por primera vez, muchos pozos de
gas natural tienen suficiente presion de reservorio como
para hacer fluir los fluidos de formation (agua e
hidrocarburos liquidos) a la superficie junto con el gas
producido. En tanto la production de gas continua, la
presion del reservorio declina, y, en tanto la presion
declina, la velocidad del fluido en la tuberia de production
decrece. Eventualmente, la velocidad del gas hacia arriba
ya no es suficiente como para llevar las gotas a la
superficie. Los liquidos se acumulan en la tuberia de
production, creando una caida de presion adicional,
volviendo mas lenta la velocidad del gas, y elevando la
presion en el reservorio que rodea los punzados de pozos y
el interior de la tuberia de revestimiento. Cuando la
presion en el fondo del pozo se aproxima a la estatica del
reservorio, el flujo de gas se detiene y todos los liquidos se
acumulan en el fondo de la tuberia de production. Un
enfoque comun para restaurar el flujo temporariamente es
ventear el pozo a la atmosfera (well "blowdown"), lo cual
produce emisiones sustanciales de metano. El documento
U.S. Inventory of Greenhouse Gas Emissions and Sinks
1990—2008 estima que se ventean anualmente 9.6 billones
de pies cubicos (Bel) de emisiones de metano de pozos de
gas de baja presion.
En las diferentes etapas de la vida de un pozo de gas
pueden utilizarse distintas alternativas para mover los
liquidos acumulados hacia la superficie en lugar de
venteos repetidos. Estas opciones incluyen:
~ Agentes espumantes o surfactantes
* Velocidad de production en la tuberia
* Sistema de aspiration de embolo, operado
manualmente o con automatization "inteligente".
~ Bombas en el fondo del pozo, incluyendo las
reciprocantes (de balancin) y las rotativas (de cavidad
progresiva).
Los socios de Natural Gas STAR informan de reducciones
Beneficios economicos y ambientales
Metodo para reducir
perdidas de gas natural
Volumen de
ahorro de gas
natural y
aumento de
Valor de ahorros de gas natural y
de aumento de produccion
(Mcf/pozo/ano)
Costo de
implementacion
i
Retorno del proyecto (anos)
produccion1
(Mcf/pozo/ano)
$3 por
Mcf
$5 por
Mcf
$7 por
Mcf
(2010 $/Pozo)
$3 por
Mcf
$5 por
Mcf
$7 por
Mcf
Uso de agentes
espumantes
500 - 9,360
$1,500 -
$28,080
$2,500 -
$46,800
$3,500 -
$65,520
$500 - $9,880
0 a 7
0 a 4
0 a 3
Instalacion de tuberia de
velocidad
9,285 - 27,610
$27,855
$82,830
$46,425 -
$138,050
$64,995 -
$193,270
$7,000 - $64,000
0 a 3
0 a 2
0 a 1
Controles inteligentes
automaticos para el
sistema de aspiracion de
800 - 1,4632
$2,400 -
$4,389
$4,000 -
$7,315
$5,600 -
$10,241
$5,700 - $18,000
1 a 8
1 a 5
1 a 4
eembolo2
Instalacion de bombas
de varillas y unidades de
bombeo2
973 - 2,0402
$2,919 -
$6,120
$4,865 -
$10,200
$6,811 -
$14,280
$41,000 - $62,000
6 a 22
4 a 13
3 a 10
1Basado en resultados informados por socios del Program a Natural Gas STAR
2DNo incluye el aumento de produccion de gas. Incluye solo el ahorro potencial de gas que surge de evitar venteos
1
-------
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos pro-
ductores de gas
(Continuacion)
importantes en las emisiones de metano y de beneficios
economicos al implementar una o mas opciones de
elevacion para retirar los liquidos acumulados en los pozos
de gas. No solo se reducen o eliminan las emisiones de
metano venteadas, sino que estas tecnicas brindan el
beneficio adicional del aumento de produccion.
Evitando o reduciendo las purgas, los socios informan de
ahorros anuales en emisiones de metano que van desde
500 mil pies cubicos (Mcl) por pozo a mas de 27,000 Mcf/
pozo. El beneficio del aumento de produccion de gas
variara considerablemente entre los pozos individuales y
los reservorios, pero puede ser sustancial. Por ejemplo, se
ha informado que el aumento de produccion con
posterioridad a la instalacion de un sistema de aspiracion
de embolo llego a 18,250 Mcf por pozo.
Fundamentos tecnologicos
La mayoria de los pozos de gas tendran carga liquida en
algun momento durante la vida productiva del pozo.
Cuando esto ocurre, el curso de accion normal para
mejorar el flujo de gas incluye:
Soluciones para 'No emisiones' para las cargas li-
quidas en los pozos de gas:
~
Agentes espumantes/ Surfactantes
— Bajo costo/ bajo volumen de dosificacion
— Aplicacion temprana en declinacion de produccion, cuando la
presion de fondo no tiene suficiente velocidad para elevar
gotas de liquidos
~
Tuberia de velocidad
— Bajo mantenimiento y efectivo para bajos volumenes a elevar
— Algo caro para para adquirir e instalar
— A menudo aplicado en combinacion con agentes espumantes
~
Sistema de aspiracion de embolo
— Larga duracion
— Menos caro de instalar y de operar que una unidad de bom-
be 0
— A menudo no puede producir un pozo a su limite economico
(abandono).
— Exigente para operar en forma efectiva, requiere de mas tiem-
po y experiencia para manejarlo.
~
Unidades de bombeo mecanico
— Pueden aplicarse para remover volumenes de liquido mucho
mayores que con un sistema de aspiracion de embolo.
* Cerrar el pozo para permitir que la presion del fondo
se incremente.
* Swabbing (pistonear) el pozo para retirar fluidos
acumulados,
* Ventear el pozo a la atmosfera (well blowdown),
* Instalar un sistema de levantamiento artificial
(artificial lift)
El pistonear (swabbing) y purgar (blowing down) un pozo
para restaurar la produccion temporariamente puede
ventear emisiones de metano significativas, desde 80 a
1600 Mcf/ano por pozo. El proceso debe repetirse ya que los
fluidos se reacumulan, resultando en emisiones de metano
adicionales. Los operadores deben esperar hasta que el
venteo de pozo se vaya tornando cada vez mas inefectivo
antes de instalar algun tipo de artificial lift. En este punto,
las emisiones de metano acumuladas del pozo podrian ser
sustanciales.
Los socios de Natural Gas STAR han descubierto que
aplicar opciones de levantamiento artificial temprano en la
vida de un pozo brinda ahorros de emisiones significativos
y beneficios economicos. Cada metodo de elevacion (lifting)
tiene ventajas y desventajas a la hora de prolongar la vida
economica de un pozo. Los ahorros de gas y reducciones de
las emisiones de metano que resultan de reducir o eliminar
el venteado variaran para cada pozo dependiendo de la
presion operativa de la linea de flujo, presion del
reservorio, volumen de liquido, gravedad especifica y del
numero de purgas (blowdowns) eliminado.
Ilustracion 1: Agente espumante liquido
Fuente: S. Bumgardner, Advanced Resources International, inc.
-------
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos pro-
ductores de gas
(Continuation)
Opciones de remocion de fluidos para pozos de gas
Agentes espumantes
El uso de la espuma producida por surfactantes puede ser
efectivo para pozos de gas que acumulan liquido a
promedios bajos (Ilustracion 1). La espuma reduce la
densidad y la tension de superficie de la columna de fluido,
lo cual reduce la velocidad critica de gas necesaria para
elevar los fluidos a la superficie y ayuda a la remocion de
liquidos del pozo. Comparado con otros metodos de
levantamiento artificial, los agentes espumantes son uno
de los recursos mas baratos para descargar los pozos de
gas. Los agentes espumantes funcionan mejor si el fluido
en el pozo es de al menos 50% de agua. Los surfactantes no
son efectivos para liquidos de gas natural o para
hidrocarburos liquidos.
Fuente: S. Bumgardner, Advanced Resources International, Inc.
Los surfactantes se aplican al pozo como barras de jabon o
como un liquido inyectado directamente en el espacio
anular entre la tuberia de revestimiento y la tuberia de
produccion o por capilaridad hacia abajo de la sarta de la
tuberia de produccion. Para pozos poco profundos, la
aplicacion puede se tan simple como el operador virtiendo
surfactante hacia el espacio anular del pozo a traves de
una valvula abierta. Para pozos profundos, un sistema de
inyeccion de surfactantes requiere de la instalacion de
equipo de superficie, asi como de un seguimiento regular.
El mencionado equipo incluye un recipiente de surfactante
o "jabon", una bomba de inyeccion, una valvula de motor
con un temporizador (dependiendo del diseno de la
instalacion), y una fuente de energia para la bomba
(Ilustracion 2). No se necesita equipo en el pozo, si bien los
agentes espumantes y la velocidad de produccion en la
tuberia pueden ser mas efectivos cuando se los usa en
forma combinada.
Las bombas electricas pueden ser alimentadas con
corriente AC. si esta disponible, o por energia solar para
cargar las baterias. Otras bombas posibles son las
mecanicas que son accionadas por el movimiento de otra
pieza de equipo, o las neumaticas, accionadas por presion
de gas. Los distintos tipos de bomba tienen diferentes
ventajas con respecto a confiabilidad, precision, operation
remota, simplicidad, mantenimiento, frecuencia, eficiencia,
y compatibilidad de equipos.
Velocidad de Produccion en la Tuberia (Tuberia de
Velocidad)
La velocidad a la cual el gas fluye a traves de los canos
determina su capacidad para elevar liquidos. Cuando la
velocidad de flujo del gas en un pozo no es suficiente para
mover los fluidos del reservorio, los liquidos se acumularan
Ilustracion 3: Tuberia de Velocidad
Entrained Liquids
Production Tubing
Production Packer
Coiled Tubing
Velocity String
Perforations
Wellbore Liquids
Float Shoe
Fuente: S. Bumgardner, Advanced Resources International, inc.
Supply Gas
Regulator
Supply Gauge
Junction Box
Valve""
Pressure
Transducer
Actuated
Valve
Ilustracion 2: Lanzador de jabon con controla-
dor automatico
Valve
Controller
Launch Button
Access-^.
Gas Flow
~
-------
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos pro-
ductores de gas
(Continuacion)
en la pared de la tuberia de production y terminaran
bloqueando el flujo de gas del reservorio. Una option para
veneer la carga liquida es instalar una tuberia de
production de diametro menor . tambien llamado tuberia
de velocidad. EI area de la section transversal del conducto
a I raves del cual se produce el gas determina la velocidad
del flujo y puede ser critica a la hora de controlar la carga
de liquidos. Una tuberia de velocidad reduce el area de la
section transversal de flujo e incrementa asi su velocidad,
logrando la remocion de liquidos y limitando los venteos a
la atmosfera.
La Ilustracion 3 muestra que el conducto para que el gas
fluya en el pozo puede ser una tuberia de production, el
espacio anular entre la tuberia de revestimiento y la
tuberia de production, o un flujo simultaneo a traves tanto
de la tuberia de production como del espacio anular. En
cualquier caso, un estudio del ano 2004 estimo que la
velocidad del gas debe ser de por lo menos 5 a 10 pies/seg.
(300 a 600 pies/min.) para retirar en forma efectiva los
liquidos de hidrocarburos del pozo, y de al menos 10 a 20
pies/seg. (600 a 1200 pies/min.) para mover el agua de
production. Gomo regla mnemotecnica, se necesita una
velocidad de 1,000 pies por minuto para retirar liquidos.
Estas cifras asuinen que el cano esta en buenas
condiciones, con una aspereza de la pared relativamente
baja.
La instalacion de una sarta de velocidad es relativamente
simple y requiere el calculo correcto del diametro de la
tuberia de production para lograr la velocidad necesaria en
las presiones entrantes y salientes de la tuberia de
production. Una tuberia de velocidad para facilitar la
remocion de liquidos puede ser desplegado con exito en
pozos de gas de bajo volumen luego de la termination
initial o cerca del fin de su vida product iva. Los pozos
candidatos incluyen los marginales que produzcan menos
de 60 Mcfd. La instalacion de una tuberia de velocidad
requiere de un equipo de workover (reparation) para
retirar la tuberia de production existent© y colocar en el
pozo la sarta de menor diametro.
Tambien puede utilizarse coiled tubing, cuya instalacion es
mas fijcil y es mas versatil, ya que puede usarse con
diametros tan pequenos como de 0.25 pulg. Puede
aplicarse coiled tubing en pozos con production de gas de
baja velocidad debido a sus caracteristicas de mejor
aspereza relativa y a la ausencia de conexiones entre
cafios. Los estudios indican que el coiled tubing "con
costura" tiene mejores caracteristicas de elevation debido a
la elimination de la turbulencia en el flujo, ya que la
"costura" actua como una "paleta enderezadora".
Sistema de aspiracidn de embolo con automatizacion
inteligente
Se usan normalmente sistemas de aspiration de embolo
para elevar fluidos de los pozos de gas. Un sistema de
aspiration de embolo es una forma de elevation de gas
intermitente que utiliza la presion de gas acumulada en el
espacio anular entre la tuberia de revestimiento y la
tuberia de production para empujar a un embolo de acero y
una columna de fluido sobre este hacia arriba por la
tuberia de production hasta llegar a la superficie. La
Ilustracion 4 muestra una instalacion de sistema de
aspiracion de embolo conventional en un pozo.
El funcionamiento de un sistema aspiracion de embolo se
basa en la acumulacion de presion en un pozo de gas
durante el tiempo en que el pozo esta cerrado (sin
producir). Dicha presion debe exceder ampliamente la
presion de la linea de venta a fin de elevar el embolo y la
carga de fluido acumulado a la superficie contra la
contrapresion de la linea de venta. El trabajo Installing
Plunger Lift Systems in Gos Wells, (parte de la serie de
Lecciones Aprendidas), discute la instalacion, ahorros de
gas y economia de los sistemas de aspiracion de embolo. El
centro del presente trabajo es los aumentos en los ahorros
de gas que se obtienen por instalar sistemas inteligentes
automaticos para manejar mejor la operation de las
instalaciones del sistema de aspiracion de embolo ya sea
en una escala de yacimiento o de cuenca.
La mayoria de los sistemas de embolo funcionan en un
ciclo de tiempo fijo a una presion diferencial
preestableeida. Sin importar cual sea el sistema de
Ilustracion 4: Sistema de aspiracion de em-
Fuente: Chesapeake Energy
4
-------
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos pro-
ductores de gas
(Continuacion)
activation (manual, de ciclos de tiempo, o de presion
diferencial preestablecida), un mecanismo de valvula y
controlador en la superficie hacen que el volumen de gas y
la presion se acumulen en el pozo al iniciar el ciclo del
embolo. En este punto, se cierra la valvula de superficie y
el embolo cae al fondo del pozo. Una vez que se ha llegado
a la presion adecuada, se abre la valvula de superficie y el
embolo se eleva hacia la superficie con su carga liquida. Si
no hay suficiente energia en el reservorio, o si hay
demasiada acumulacion de fluidos, el sistema de
aspiration de embolo puede sobrecargarse. Cuando esto
sucede, el venteo instantaneo a la atmosfera (well
blowdown) reduce la contrapresion instantaneamente
sobre el embolo y esto usualmente le permite volver a la
superficie.
Los sistemas de control automatizados optimizan las
operaciones de descarga con el sistema de aspiration de
embolo e impiden la sobrecarga (cuando el embolo no
puede superar la contrapresion e ir a la superficie) y la
carga inferior (cuando el embolo se eleva demasiado
rapido, dan all do posiblemente el equipo) reduciendo o
eliminando el venteo del pozo. Los sistemas inteligentes de
control automaticos combinan software de control a
medida con hardware de control estandar, como por
ejemplo unidades de terminates remotas (RTUs) y
controladores logicos programables (PLCs) para llevar los
ciclos del embolo y elevar los fluidos fuera de la tuberia de
production. El components de inteligencia artificial de un
sistema de automatization inteligente controla la presion
de la tuberia de production y de la linea para venta y hace
que el PLC "aprenda" las caracteristicas de rendimiento de
un pozo (tales como promedio de flujo y velocidad del
embolo) y construya una curva de relation de rendimiento
de ingreso de flujo (IPR) para el pozo. La frecuencia y
duration del ciclo del embolo se modifica entonces para
Ilustracion 5: Equipo tipico de cabeza de pozo y
telemetria para sistemas de control automatico
de un sistema de aspiracion de embolo
Fuente' BP Fuente: S. Bumgardner, Advanced Resources International, Inc.
Perforations'
Ilustracion 6: Diagrama de una bomba de vari-
ilas y caballete de bombeo
Lower Traveling
Valve
Perforated Mud Anchor
Upper ¥
Traveling
Valve
Pull Tubeil^
(inner)
Pump barrel
#3 (outside)
Pump barrel
#2 (middle)
Rod Pump
Seating Nipple
Tubing Anchor
u— Barrel Stop (no-go)
r— Standing Valve
!«—Cup Type
J Hold Down
Sucker Rods
Tubing
Gas Anchor (Dip Tube)
Water Level
5
-------
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos pro-
ductores de gas
(Continuacion)
optimizar el rendimiento del pozo.
El analisis de datos combinado con la tecnologia de control
en la cabeza del pozo es la clave para un sistema
inteligente de automatizacion en pozos de gas. Este
sistema almacena datos de production historica del pozo
para aprender de la experiencia monitoreando y
analizando los datos de los instrumentos en la cabeza del
pozo. El sistema de control transfiere datos de los
instrumentos de la cabeza de pozo a una computadora
central, sigue las horas de venteo, e informa de problemas
y de pozos que esten venteando mucho, lo cual permite
manejar la production a la medida de las necesidades.
Los componentes de un sistema de automatizacion
inteligente que deben instalarse en cada pozo incluyen:
* Unidad terminal remota con PLC,
* Transmisores de tuberia de revestimiento y tuberia
de production,
* Equipo de medicion de gas,
* Valvula de control, y
* Detector del embolo.
Los controles automatizados en la cabeza del pozo
controlan los parametros del mismo y ajustan los ciclos del
embolo. Normalmente funcionan con baterias solares de
bajo voltaje. La Ilustracion 5 muestra un equipo tipico de
cabeza de pozo y telemetria para los sistemas de control
automatizados de un sistema de aspiration de embolo.
Tambien se necesita un servidor capaz de sacar y
presentar datos para registrar information en forma
continua y para transmision remota de datos. Los
operadores configuran todos los controles y los envian al
RTU del servidor. Se necesita tiempo de ingenieria para
personalizar el software de control y optimizar el sistema.
Las practicas operativas de campo y los protocolos deben
ser flexibles para hacer frente rapidamente a las
deficiencias de rendimiento y a los problemas operativos
del pozo.
Los socios han comprobado que el ciclo optimizado de un
sistema de aspiration de embolo para retirar liquidos
puede disminuir la cantidad de gas venteado hasta 90+ %.
Los ahorros de emisiones de metano al reducir la cantidad
de venteos representan un beneficio importante que puede
sumar enormes volumenes cuando se aplican en la escala
de todo un yacimiento o Cuenca.
Bombas insertables y unidades de bombeo
En las etapas posteriores de la vida de un pozo se puede
colocar una bomba alternativa o reciprocante, de
desplazamiento positivo en el fondo del pozo con una
unidad de bombeo en la superficie, para retirar los liquidos
del pozo y maximizar la production hasta que el pozo este
agotado (Ilustracion 6). Pueden instalarse unidades de
bombeo donde haya insuficiente presion de reservorio para
operar un sistema de aspiration de embolo. Las unidades
pueden ser controladas manualmente por el recorredor, o
pueden operarse pozos de muy bajo volumen con un
temporizador.
Las unidades de bombeo no solo eliminan la necesidad de
ventear el pozo para descargar fluidos sino que tambien
extienden la vida productiva de un pozo. Las emisiones de
metano pueden reducirse aun mas si se operan las
unidades de bombeo con motores electricos, en lugar de
con motores a gas. El requerimiento anual de combustible
para una unidad de bombeo tipica es de aproximadamente
1,500 Mcf por unidad, del cual 0.5 % se emite como
metano sin quemar (8 Mcf por unidad por ano).
Se necesita un equipo de reparation (workover) para
instalar la bomba insertable (rod pump), las varillas, y la
tuberia de production en el pozo. El personal debe estar
entrenado para las operaciones con bombas de este tipo, y
para el correcto mantenimiento del equipo de superficie.
Un gasto muy importante puede estar representado por el
desgaste excesivo de las varillas y la tuberia de production
en aquellos usos en los que se producen solidos o donde la
corrosion en el pozo constituye un problema.
Un problema comun con las bombas reciprocantes en los
pozos de gas es el bloqueo gaseoso de las valvulas de la
bomba insertable (rod pump), lo cual impide que la bomba
entregue el fluido a la superficie al promedio esperado. La
presencia de gas libre en la bomba de varillas bajo la
superficie disminuye la eficiencia volumetrica de la bomba
y puede impedir que el gas eleve el fluido. Esto no es un
problema que se presente en las bombas de cavidad
progresiva, ya que no hay valvulas para que haya un
bloqueo gaseoso.
Beneficios economicos y ambientales
La implementation de las diversas opciones para remocion
de liquidos y de artificial lift es una alternativa economica
y ambientalmente beneficiosa en comparacion con el
venteo. El mayor beneficio es que se extiende la vida
productiva de un pozo. El alcance de los beneficios
ambientales y economicos dependera del tipo de sistema de
6
-------
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos pro-
ductores de gas
(Continuacion)
artificial lift y de la capaciclacl de produccion remanente en
el pozo. Varios de los beneficios descriptos a continuacion
se logran con la aplicacion progresiva de las opciones de
remocion de liquidos.
* Promedios de produccion mejores y extension de la
vida del pozo. Los sistemas de remocion de fluidos y
de artificial lift conservan la energia del reservorio y
aumentan la produccion de gas. La remocion regular
de fluidos generalmente extiende la vida economica
de un pozo que esta declinando, brindando
produccion de gas mas continua, promedios de
produccion mejorados, y aumento de la recuperation
final.
* Recupera gas venteado para la venta. El evitar
los venteos recupera el valor del gas que de otra
manera iria a la atmosfera.
* Contaminacion reducida. A1 eliminar las purgas y
venteos, se elimina una fuente importante de metano
y de otras emisiones contaminantes del aire.
* Costos de mantenimiento mas bajos y menos
tratamientos remediates. Pueden reducirse los
costos generales de mantenimiento por la elimination
del costo de un equipo de reparation (workover) para
pistonear (swabbing) los pozos. Otros ahorros ocurren
cuando las purgas se reducen ampliamente o se
eliminan.
Proceso de decision
La decision de implementar cualquier tipo de option para
remocion de liquido durante el ciclo de vida de un pozo de
gas debe hacerse cuando el valor del aumento de la
produccion estimado exceda el costo de la option de
remocion. Cuando un metodo de remocion se torna
Indicadores de carga liquida en pozos de gas:
1. Construir una curva IPR y evaluar la eficiencia de produccion del
pozo.
2. Monitorear las curvas de produccion para cada pozo de manera
regular. Habra carga Ifquida si la curva para un pozo que esta
declinando se vuelve erratica y cae el promedio de produccion.
3. Computar la velocidad crftica del gas (promedio de flujo) a la cual el
Ifquido ya no puede ser elevado en la tuberfa de produccion (ver
Apendice) La velocidad crftica vs. la presion de flujo en la tuberfa de
produccion puede ser construida para varios diametros de tubing.
Cuatro pasos para evaluar las opciones de artificial
lift:
1. Determinar la factibilidad tecnica de las diversas
opciones de artificial lift.
2. Determinar el costo de las distintas opciones.
3. Estimar los ahorros de gas natural y el aumento de
produccion.
4. Evaluar y comparar la economia de las opciones.
inefectivo o no economico, puede emplearse otro. Si ventear
un pozo es el enfoque actual, debe evaluarse la aplicacion
de agentes espumantes, tuberia de velocidad o sistema de
aspiration de embolo antes de que las purgas de pozo se
vuelvan demasiado frecuentes, menos efectivas, y caras.
Los socios de Natural Gas STAR pueden usar el proceso de
decision a continuacion como guia para evaluar la
aplicacion, seguridad, y efectividad en cuanto a costos de la
remocion de fluido y de las instalaciones de artificial lift.
Paso 1: Determinar la factibilidad tecnica de una
opcion para remocion de liquidos o una instalacion de
artificial lift.
Deben evaluarse distintos datos y criterios para elegir un
enfoque de remocion de fluidos que sea tanto tecnicamente
factible como conveniente economicamente. Estos datos
incluyen las curvas de IPR (relation de rendimiento de
ingreso); presion del reservorio, promedios de flujo de la
Ilustracion 7: Ejemplo de la curva de relacion
rendimiento ingreso para evaluar las opciones
de remocion de fluidos
3250
3000
2750
2500
2250
£ 2000
Cfl
— 1750
CL
x 1500
m
1250
1000
750
500
250
c
0 -
100 -
200 -
300 -
400 -
500 -
300 -
700 -
300 -
900 -
300 -
Gas Production (Mcfd)
Fuente: S. Bumgardner, Advanced Resources International, Inc.
7
-------
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos pro-
ductores de gas
(Continuacion)
produccion de gas y fluido; niveles de fluido en el pozo; la
presion de surgencia deseada en el fondo del pozo y la
presion de la tuberia de revestimiento; la medida de la
tuberia de produccion; el estado del pozo; otras
limitaciones mecanicas del pozo y de la location de
produccion; y las capacidades y entrenamiento del
personal.
El Apendice A (Ilustracion A1 y A2) muestra la relation de
Turner y la relation de Lee entre un promedio de flujo
critico (velocidad critica del gas) y la presion de surgencia
para varias medidas de tubing de produccion. Si la relation
entre el promedio de flujo y la presion cae por debajo de
una linea que especifica la medida de la tuberia de
produccion de produccion, el pozo no enviara los liquidos a
la superficie para la medida indicada. Si el promedio de
flujo vs. la presion cae en o por debajo de la linea para una
medida de tubing especificada, significa que el pozo
satisface o excede el promedio de flujo critico para la
medida de tubing especificada y que el pozo puede
descargar fluidos a la superficie. Las Ilustraciones A1 y A2
pueden usarse como puntos de partida para estimar si sera
efectiva una remocion de fluido o una de artificial lift. A
continuacion se enumeran las consideraciones tecnicas que
afectan el proceso de decision para cada option:
~ Agentes espumantes. Los socios suelen usar los
agentes espumantes en la vida temprana de los pozos
de gas cuando los mismos comienzan a cargarse con
agua de formation y el promedio de produccion de
liquido es relativamente bajo. La espuma funciona
bien si el liquido en el pozo es principalmente agua, y
el contenido de condensados menos de 50%. Tambien
pueden usarse en combination con otros tratamientos
de pozo que reducen la formation de sal e
incrustaciones, o pueden aplicarse en combination
con la tuberia de velocidad.
* Tuberia de velocidad. Las columnas de tuberia de
velocidad son adecuadas para los pozos de gas
natural con relativamente poca produccion de liquido
y alta presion de reservorio. Tambien es necesaria
una baja presion de la tuberia de superficie en
relation a la presion del reservorio para crear la
caida de presion que lograra un caudal correcto. La
profundidad del pozo afecta el costo global de la
instalacion, pero es normalmente neutralizada por la
presion mas alta y el volumen de gas en pozos mas
profundos. La tuberia de velocidad tambien puede
ser una buena option para pozos desviados y orificios
de pozo torcidos. Los pozos bombeados con varillas y/
o desviaciones "pata de perro" que se han tornado no
rentables debido a promedios altos de fallas y de
Contenido de metano del gas natural
El promedio de metano en el gas natural varia para el sector de
la industria. El Natural Gas STAR asume el siguiente contenido al
estimar ahorros para las Oportunidades Informadas de los socios
Produccion
79 %
Procesamiento
87 %
Transporte y distribucion
94 %
costos de operaciones tambien pueden ser candidates
para el uso de sartas de velocidad.
El determinar la factibilidad de la instalacion de una
sarta de tuberia de velocidad es relativamente
simple. Se calcula una curva de la relation de
rendimiento de ingreso (curva IPR) para establecer
el regimen de flujo en la tuberia de produccion, como
se muestra en la Ilustracion 7. El diagrama en la
Ilustracion 7 muestra la relation entre la produccion
de gas y la presion surgente del fondo del pozo
(BHFP). Se evalua el flujo de gas y se desarrollan las
relaciones de velocidades para varias medidas de
tubing a fin de determinar el diametro correcto a
usar en cada pozo. Como regla mnemotecnica, una
velocidad de flujo de gas de aproximadamente 1,000
pies por minuto es la minima necesaria para retirar
agua dulce. Los condensados requieren de menos
velocidad debido a su densidad mas baja, mientras
que la salmuera, mas densa, necesita una velocidad
mas alta.
Una vez que se instalo la sarta velocista, no se
necesita de ningun otro equipo de artificial lift hasta
que la presion de reservorio decline al punto en que
ya no se logren velocidades de 1,000 pies por minuto
en la tuberia de produccion. La introduction de un
agente espumante al fondo de una sarta de tubing
extendera la vida util del pozo que este por debajo de
los 1,000 pies por minuto necesarios para elevar
agua reduciendo la densidad de la columna que esta
siendo elevada. Esto solo se aplica a agua sacada de
la tuberia de produccion del pozo ya que los
condensados no se ven afectados por los surfactantes.
* Automatizacion inteligente para pozos con
sistema de aspiracion de embolo. Los pozos
candidates a usar sistemas de aspiracion de embolo
generalmente no tienen una presion adecuada en el
fondo del pozo para que fluya libremente hacia el
sistema colector de gas. Como las unidades de
8
-------
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos pro-
ductores de gas
(Continuacion)
bombeo, los sistemas de aspiration de embolo se usan
para extender la vida productiva de un pozo. La
instalacion es menos cara que las bombas de
insertion (rod pump), pero los sistemas de aspiration
de embolo pueden ser dificiles de operar.
Las operaciones con sistema de aspiration de embolo
dependen de ajustes manuales, en el sitio, para
sintonizar el tiempo de los ciclos del embolo. Cuando
un sistema de aspiration de embolo se sobrecarga, el
pozo debe ser venteado manualmente a la atmosfera
y accionar el embolo nuevamente. Un sistema
automatizado inteligente mejora el rendimiento del
embolo controlando parametros tales como la presion
de la tuberia de revestimiento y la tuberia de
production, el caudal del pozo y la frecuencia de los
ciclos del embolo (tiempo de carrera). Los datos de
cada pozo van a un servidor donde los operadores los
revisan y abordan cualquier deficiencia de
rendimiento o problemas operativos. Esto ayuda a
optimizar el rendimiento del sistema de aspiration de
embolo, mejorar la production, y reducir el venteo.
El desempeno optimo de un sistema de aspiration de
embolo generalmente es cuando el ciclo del embolo es
frecuente y esta fijado para elevar hasta las mas
pequenas cargas liquidas. Las cargas liquidas
pequenas requieren de una presion mas baja en el
fondo del pozo, lo que posibilita un rendimiento de
ingreso mejor. Como sucede con la tuberia de
velocidad, la velocidad deseable para que un embolo
ascienda por la tuberia de production esta en el rango
de 500 a 1,000 pies por minuto.
* Unidades de bombeo. Las instalaciones de bombas
de insertion (rod pumps) para los pozos de gas
pueden ser muy caras de instalar y de operar, pero
pueden extender la vida del pozo, aumentar la
recuperation, incrementar los reditos, y reducir las
emisiones de metano. Su aplicacion en pozos de gas
debe ser disenada cuidadosamente para asegurar la
instalacion de las unidades de bombeo sin problemas,
minimizar los costos de instalacion, y maximizar los
ahorros en costos operativos reduciendo el desgaste
mecanico y la necesidad de servicios al pozo.
Las consideraciones tecnicas para la aplicacion de
una bomba de insertion incluyen la capacidad de
bomba necesaria, la ubicacion de la misma en la
profundidad del pozo, y el tipo y gravedad del fluido
en el pozo (salmuera, agua dulce, hidrocarburos,
hidrogeno, sulfuro de hidrogeno, dioxido de carbono,
etc.). Estos factores influyen en los componentes de la
instalacion de la bomba, incluyendo los materiales, la
medida y grado de la sarta de varillas, el diseno de la
bomba, la medida del motor de impulsion, la
velocidad de la bomba y la longitud de la carrera.
Entre los recursos disponibles para evaluar y disenar
las aplicaciones de las bombas de insertion en los
pozos de gas se incluyen publicaciones del American
Petroleum Institute y de la Society of Petroleum
Engineers; vendedores de unidades de bombeo, y
modelos disenados por computadora. En general, las
instalaciones de bombas de insertion para pozos de
gas presentan volumenes mas bajos de fluido que
para los pozos de petroleo. Los costos operativos
pueden minimizarse dimensionando correctamente el
artificial lift y bombeando tan lentamente como sea
posible mientras se mantiene agotado
temporariamente al pozo (pump-off). Tambien es
efectivo el uso de controladores de pump-off haciendo
coincidir el desplazamiento de la bomba con el
volumen de fluido que ingresa al pozo.
Paso 2. Determinar el costo de las opciones de
remocion de fluidos.
Los costos relacionados con las diversas opciones de
remocion de fluidos incluyen gastos de capital , de puesta
en funcionamiento, y de mano de obra para comprar e
instalar el equipo, asi como los costos de operar y
mantener los sistemas.
~ Agentes espumantes. Los socios informan que los
costos de capital y de puesta en funcionamiento para
instalar lanzadores de jabon van de $500 a $3,880
Ilustracion 8: Aumento de produccion de gas
por aplicacion de agentes espumantes
—La experiencia de un socio
• Un socio de Natural Gas STAR informa inyectar agente
espumante en 15 pozos usando barras de jabon.
• El aumento de produccion de gas de los pozos individual-
les crecio en promedio 513 Mcf por pozo por ano.
• El aumento de produccion anual para todo el proyecto fue
de 7,700 Mcf.
• El costo total para el proyecto fue de $8,871 en dolares
del ano 2010.
• A precios nominales de gas de $3.00/ Mcf a $5.00/ Mcf, el
aumento de la produccion varia entre rangos de $23,100
a $38,500/ano y el retorno ocurre en 3 a 5 meses.
9
-------
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos pro-
ductores de gas
(Continuacion)
por pozo. El costo mensual del agente espumante es
de $500 por pozo, o de aproximadamente $6,000 al
ano. Es decir, los costos tipicos varian entre $500 y
$9,880.
* Tuberia de velocidad. Un socio informa que los
costos totales de capital e instalacion son de por lo
menos $25,000 por pozo, que incluye el tiempo del
equipo de workover, las herramientas del fondo del
pozo, las conexiones de tubing y la supervision. Otro
socio ha colocado tuberia de velocidad en mas de 100
pozos e informa que los costos totales de instalacion
van entre $8,100 a $30,000 por pozo. Basado en las
experiencias de los socios, puede decirse que los
costos tipicos variaran entre $7,000 y $64,000 por
pozo.
* Automatizacion inteligente del sistema de
aspiracion de embolo. Dos socios reportaron haber
implementado sistemas automatizados con control
inteligente para sus sistemas operados con sistema
de aspiracion de embolo. Una operation es bastante
pequena, consistente en 21 pozos. La segunda abarco
toda la cuenca en mas de 2,150 pozos. Se informaron
costos de $6,300 por pozo en la mas pequena, El costo
total en un periodo de cinco anos para la mas grande
es de $12,200,000 o de aproximadamente $5,700 por
pozo. Los costos tipicos fluctuaran entre $5,700 y
$18,000 dependiendo de la complejidad del sistema
automatizado inteligente. Estos costos se sumarian a
los de la instalacion del sistema de aspiracion de
embolo.
* Unidades de bombeo. Los costos de capital e
instalacion incluyen el uso de un equipo de workover
con su personal, por aproximadamente un dia,
varillas de bombeo, costos para las guias de varillas y
la bomba, y el costo de la unidad de bombeo con su
motor. Otros costos de puesta en marcha pueden
incluir operaciones de limpieza miscelaneas para
preparar el pozo para que reciba una bomba y
varillas de bombeo pozo abajo.
Los socios informan que la preparation de la location,
la limpieza del pozo, el equipo de artificial lift, y una
unidad de bombeo pueden se instalados por $41,000 a
$62,000 por pozo. El costo promedio unicamente para
la unidad de bombeo informado se encuentra en el
rango de $17,000 hasta $27,000. La mayor parte de
las companias tienen unidades excedentes en stock
que pueden ser activadas pagando solo los gastos de
transporte y reparation, o tambien se pueden
comprar unidades usadas.
Paso 3. Estimar los ahorros de las diversas opciones
de remocion de fluidos.
Ilustracion 9: Comparacion de los ahorros en costos y emisiones al utilizar opciones de remocion/
artificial lift informada por un socio
Enfoque de remocion
de fluido
Costos de instalacion
($/pozo)
Aumento en la
produccion de gas
(Mcf/pozo/ano)
Emisiones de metano
ahorradas al no haber
swabbing / purga2 (Mcf/
pozo/ano)
Otros ahorros en
costos potenciales
($/pozo)
Uso de agentes
espumantes
Instalacion de
Tuberia de velocidad
Controles
automatizados
inteligentes para los
sistemas de
aspiracion de
eembolo1
Instalacion de
bombas de insercion
y unidades de
bombeo
$500 - $9,880
(instalacion del lanzador de jabon);
$500/mes (surfactante)
$7,000 - $64,000
Costo promedio informado por el
socio = $5,700 - $18,000
$41,000 - $62,000
365 - 1,095
9,125 - 18,250
No informado por los
socios
(5,000 Mcf estimado
para un pozo prom, en
EEUU asumiendo un 10
-20% de aumento de
produccion)
No informado
178 - 7,394
146- 7,394
Informado por el socio =
630 - 900
(500 Mcf estimado para un pozo
promedio en EEUU asumiendo un
1 % de la produccion anual)
769 - 1,612
$2,000
(eliminacidn de
swabbing del pozo)
$2,000 - $13,200
(eliminacidn de
swabbing y purga )
$7,500
(reduccion de costos
laborales para controlar
el sistema de
aspiracion de embolo
en el pozo)
$22,994
(valor de rescate al
final de la vida del
pozo)
1IAumento de costos y de produccion, ahorros de emisiones de metano por la instalacion de un sistema de aspiracion de embolo automatizado. 2Asume que el contenido de metano del gas
natural on la caboza dol pozo oc 79 %, a monoc quo co informo lo contrario.
10
-------
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos pro-
ductores de gas
(Continuacion)
Los ahorros totales vinculaclos con cualquiera de las
opciones de remocion de fluidos y de artificial lift incluyen:
~ Ingresos por el aumento de production de gas;
~ Ingresos por emisiones evitadas;
* Costos adicionales evitados, tales como costos de
tratamiento de pozo y de workover, y reduction de
combustible y energia;
* Valor de rescate.
Ingresos por el aumento de produccion
El beneficio mas significativo de utilizar los agentes de
espuma, una tuberia de velocidad, o una unidad de bombeo
es prolongar la vida productiva del pozo por medio de
reducir la presion de abandono del reservorio e
incrementar la produccion acumulada de gas. El beneficio
de automatizar un sistema de aspiration de embolo es
optimizar el ciclo del embolo. La mayor parte del aumento
en la produccion se logra a traves de la decision initial de
instalar sistemas de aspiration de embolo. La instalacion
de un sistema de control automatizado inteligente brinda
aumentos crecientes en la produccion de gas por sobre un
sistema de aspiration de embolo operado en forma manual
o con un temporizador, pero el beneficio mas significativo
es que se evitan las emisiones de las purgas repetidas, y
se reduce el tiempo del personal necesario en el pozo.
Se evaluan las opciones de remocion de liquidos basandose
en el aumento de la produccion de gas previsto en las
purgas de pozo. Para pozos cuya produccion no esta
declinando, se estima el aumento en la produccion por
instalar una tuberia de velocidad o un artificial lift
asumiendo que el promedio de produccion pico luego de un
evento de purga representa el aumento del pico de
produccion que se lograra luego de implementar la option
de remocion de fluidos en el pozo.
La evaluation mas comun es para un pozo que ya esta
experimentando una declination en la produccion. En tal
caso, es mas complejo determinar el aumento en la
produccion de gas a partir de implementar un metodo de
remocion de fluidos/artificial lift y requiere generar una
nueva curva de la produccion y declination "esperadas" que
podria resultar de reducir la contrapresion en los punzados
del pozo. Esto requiere de un analisis de ingenieria de
reservorio especifico para el pozo. Se da un ejemplo de esta
situation en el Apendice B.
Una vez que se ha estimado el aumento de produccion de
gas luego de implementar un enfoque de remocion de
fluidos, los operadores pueden calcular el valor del
aumento y estimar la economia de la aplicacion. La
Ilustracion 8 es un ejemplo de los ingresos potenciales del
aumento de produccion utilizando agentes espumantes.
Tome en cuenta que la Ilustracion 8 no incluye otros
beneficios, tales como las emisiones de purga evitadas, y
los ahorros en costos operativos.
Ilustracion 10: Analisis economico de la instalacion de tuberia de velocidad reemplazando el swab-
Ano 0
Ano 1
Ano 2
Ano 3
Ano 4
Ano 5
Valor del gas por
aumento de produccion1
Valor del gas por
emisiones evitadas2
Costo de instalacion de la
tuberia de velocidad
Costo por swabbing
evitado
Flujo de caja neto anual
($25,000)
($25,000)
$36,500
$640
$2,000
$39,140
$36,500
$640
$2,000
$39,140
1 Gas valuado a $4.00/ Mcf por 9,125 Mcf/pozo (25 Mcfd) debido al aumento de produccion de gas
2Gas valuado a $4.00/Mcf por 160 Mcf/pozo debido a las emisiones evitadas al eliminar el swabbing
3 Valor neto actual basado en una tasa de descuento de 10% en cinco anos
$36,500
$640
$2,000
$39,140
$36,500
$640
$2,000
$39,140
$36,500
$640
$2,000
$39,140
Tasa Interna de Retorno = 155%
NPV (Valor neto actual)3= $112,156
Periodo de retorno = 8 meses
11
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Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos pro-
ductores de gas
(Continuacion)
Ingresos por emisiones evitadas
Las emisiones por ventear gas a la atmosfera varian tanto
en frecuencia como en caudal, y son completamente
especificas del pozo y del reservorio. El volumen de las
emisiones evitadas reduciendo o eliminando las purgas
variara debido a las caracteristicas individuales, tales
como la presion de la linea de venta, la presion estatica del
pozo, el promedio de acumulacion de fluido, y las
dimensiones del pozo (tales como profundidad y diametro
de la tuberia de produccion y tuberia de revestimiento).
Otra variable clave es la practica normal del operario para
ventear los pozos. Algunos operadores ponen en los pozos
temporizadores automaticos. Algunos pozos son venteados
manualmente con el personal en el lugar controlando la
maniobra. En algunos casos, los pozos estan abiertos para
ventear, y se los deja sin atencion por horas o dias,
dependiendo del tiempo que normalmente le toma al pozo
liberarse de liquidos. Los beneficios economicos de las
emisiones evitadas variaran considerablemente, y algunos
proyectos tendran periodos de retorno sensiblemente mas
bajos que otros.
Las emisiones anuales informadas atribuibles a purgas
van desde 1 Mcf por pozo hasta varios miles de Mcf por
pozo, de modo que los ahorros de emisiones atribuibles a
las evitadas variara tambien de acuerdo con las
caracteristicas y datos disponibles de los pozos en
particular que esten siendo venteados. La Ilustracion 9
muestra el rango de emisiones evitadas informadas por
varios socios luego de aplicar estrategias especificas de
remocion de fluidos y de artificial lift en sus operaciones.
Los ingresos por emisiones evitadas pueden calcularse
multiplicando el precio de venta del gas por el volumen de
gas venteado. Si no se han medido las emisiones, pueden
ser estimadas. Esto puede hacerse construyendo una curva
IPR para predecir el potential de flujo abierto del pozo
basandose en la presion del reservorio, la profundidad, las
medidas de los tubulares, y los componentes del fluido.
Otros metodos se discuten en el Apendice C. El volumen de
gas liberado durante una purga depende de la duration del
evento, la temperatura de la cabeza del pozo, la medida de
la linea de venteo, las propiedades del gas, y la cantidad de
Ilustracion 11: Analisis economico de los sistemas de control de sistemas de aspiracion de embolo au-
tomatizados inteligentes para un yacimiento on-shore hipotetico1
Ano O Ano 1
Ano 2
Ano 3
Ano 4
Ano 5
Valor del gas por el aumento de
produccion2
$220,000
$220,000
$220,000
$220,000
$220,000
Valor del gas por emisiones
evitadas3
$40,000
$40,000
$40,000
$40,000
$40,000
Instalacion de RTUs en los
pozos, $
($ll,000/pozo x 20 pozos)
Instalacion del servidor/
comunicacion
($50K - - $750K)
($220,000)
($200,000)
Costo laboral de monitoreo
evitado
($7500/pozo x 20 pozos)
$150,000
$150,000
$150,000
$150,000
$150,000
Entrada de efectivo
($420,000) $410,000
$410,000
$410,000
$410,000
$410,000
Tasa interna de retorno = 94%
NPV (Valor neto actual)4= $1,031,111
Periodo de retorno = 12.3meses
1 Asume la produccion de un pozo de gas promedio en los EEUU de 50,000 Mcf/Ano
2 Gas valuado en $4.00/Mcf para 5,000 Mcf/pozo de aumento de produccion debido a la operacion optimizada del sistema de aspiracion de embolo; equivalente al 10%
de la produccion para un pozo on-shore promedio en los EEUU. Asume 20 pozos en el proyecto.
3 Gas valuado en $4.00/Mcf para 500 Mcf de ahorros de gas debido a la reduccion de purga/venteo; equivalente al 1 % de produccion de un pozo de gas promedio en los
EEUU. Asumes 20 pozos en el proyecto.
"Valor neto actual basado en una tasa de descuento de 10 %a lo largo de 5 anos.
12
-------
Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos pro-
ductores de gas
(Continuacion)
agua producida.
En el Apendice C figuran cuatro enfoques para estimar las
emisiones en la purga. Ninguna de ellas da un resultado
"exacto" en sentido absoluto, pero son lo suficientemente
precisas para un manejo efectivo de los pozos productores
de gas. Un enfoque de estimation de emisiones calcula el
volumen de la purga del pozo como una funcion del tiempo
de venteo, el promedio de production normal, el volumen
del pozo y las propiedades del gas. Otro usa el analisis de
la presion transitoria para extrapolar el caudal de gas de
la presion en la cabeza del pozo. Otro instala un medidor
de orificio en la linea de venteo y mide el volumen
especifico de venteo a lo largo del tiempo. Los promedios de
venteo resultantes expresados en Mcf/minuto se
promedian para la formation, y se extrapolan del numero
initial de pozos al resto de ellos.
Costos evitados y otros beneficios
Los costos evitados y otros beneficios adicionales dependen
del tipo de sistema de remocion de liquidos/artificial lift
aplicado actualmente en el pozo y del nuevo sistema a
implementar. Pueden incluir la omision de tratamientos
quimicos, menos trabajos de reparation (workover), costos
de combustible mas bajos y costos de operation y
mantenimiento menores. Los socios que informaron el uso
de agentes espumantes para reemplazar el pistoneo
(swabbing) ahorraron aproximadamente $2,000
anualmente por pozo . Los socios del Programa de EPA
Natural Gas STAR que eligieron los sistemas de control
automatizado inteligentes para los sistemas de aspiration
de embolo redujeron el costo laboral para controlar el
campo en aproximadamente $7,500 por pozo. La tuberia de
Indices de precios Nelson
A fin de contabilizar la inflation en los costos de
equipos y mantenimiento, se utilizan los Indices
trimestrales, Nelson-Farrar Quarterly Cost Indexes
(disponibles en el primer numero de cada trimestre en
la revista Oil and Gas Journal) para actualizar los
costos en los documentos Lecciones Aprendidas. Se
utiliza el indice "Refinery Operation Index" para
revisar costos operativos y el "Machinery: Oilfield
Itemized Refining Cost Index" para actualizar costos de
equipos.
Para utilizarlos, simplemente busque el indice Nelson-
Farrar mas actual, dividalo por el de Febrero de 2006 y
finalmente multipliquelo por los costos adecuados que
figuran en las Lecciones Aprendidas.
velocidad elimina el pistoneo (swabbing), las purgas y los
tratamientos quimicos, cuyos costos estan en el orden de
unos pocos miles de dolares llegando a mas de $13,000 por
tratamiento.
Paso 4. Evaluar la economia de las opciones de
remocion de fluido.
Puede usarse un analisis de cash flow (flujo de caja) basico
para comparar los costos y beneficios de las diversas
opciones de remocion de fluidos. La Ilustracion 9 es un
resumen de los costos de instalacion, ahorros de gas y
reduction de perdidas de metano asociados con el enfoque
informado por los socios de Natural Gas STAR. Los
analisis de cash flow basados en los informes reportados
por los socios y los datos pueden verse en la Ilustracion 10
con respecto a la instalacion de sartas de tuberia de
velocidad y en la Ilustracion 11 para los sistemas de
control automatizados inteligentes de los sistemas de
aspiration de embolo.
Experiencia de socios
Esta section hace hincapie en las experiencias informadas
por socios del Programa Natural Gas STAR con las
opciones de remocion de fluidos elegidas.
Instalacion de sartas de tuberia de velocidad.
Un socio informo la instalacion de tuberia de velocidad en
dos pozos de la Costa del Golfo durante 2008. El costo total
de la instalacion en 2008 fue de $25,000 por pozo, lo que
incluyo un equipo de workover para retirar y reemplazar la
tuberia de production, herramientas de pozo, conexiones y
supervision. Debido a la baja inflation durante los anos
2008 y 2010, el costo de instalacion en el 2010 es apenas
algo mas alto que en el 2008.
La instalacion de tuberia de velocidad en estos pozos
mejoro la production de gas de 25 Mcfd a 50 Mcfd, lo cual
significa un aumento anual de la production de
aproximadamente entre 9,125 Mcf a 18,250 Mcf por pozo.
Ademas, el ahorro de eliminar el pistoneo (swabbing) del
pozo es de 160 Mcf por ano por pozo. El contenido de
metano del gas en la cabeza de pozo es 91%, de modo que
la reduction estimada en las perdidas de metano es de 146
Mcf por pozo. La tuberia de velocidad tambien elimino los
costos de pistoneo (swabbing) de aproximadamente $2,000
por pozo por ano. La Ilustracion 10 muestra un analisis de
flujo de fondos (cash flow) de la instalacion de tuberia de
velocidad en reemplazo del pistoneo (swabbing) de este
socio.
13
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Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos pro-
ductores de gas
(Continuacion)
Instalacion de sistemas de control automatizados
"inteligentes" en los sistemas de aspiracion de
embolo
Dos socios han aplicado este sistema. Un socio —BP— initio
un proyecto de automatization en el 2000, y en el 2001
comenzo a instalar sistemas de control automatizados en
los sistemas de aspiracion de embolo en sus operaciones en
la Cuenca San Juan. BP justifico el proyecto basandose en
los ahorros en emisiones de gas y de metano resultantes de
una reduction del 50% en el venteo de los pozos entre los
anos 2000 y 2004. Para el ano 2007, BP habia
implementado sistemas de control automatizados en mas
de 2,150 pozos equipados con sistema de aspiracion de
embolo. Esto genero un promedio de ahorros en emisiones
de metano de 900 Mcf por pozo. El costo total de los
sistemas de automatization inteligentes fue de $12.2
millones. El venteo total de gas se redujo de
aproximadamente 4 billones de pies cubicos de gas por ano
(Bel) a aproximadamente 0.8 Bcf.
Otro socio del Programa Natural Gas STAR demostro que
un uso sustancialmente menor de controles de
automatization inteligentes en los sistemas de aspiracion
de embolo puede ser similarmente efectivo. Se implements
el sistema en 21 pozos equipados con sistemas de
aspiracion de embolo. El ahorro total de gas es de 16,800
Mcf por ano, o de 800 Mcf por pozo. Asumiendo un
contenido de metano de 79%, los ahorros anuales
estimados en las emisiones de metano son de 632 Mcf por
pozo.
En la Ilustracion 9 se muestra el amplio rango de costos de
capital e instalaciones de los componentes de sistemas de
control automatizados en los sistemas de aspiracion de
embolo. El servidor y el sistema de comunicaciones
pueden ser bastante caros ($50,000 a $750,000),
dependiendo del alcance del proyecto, pero segun se van
agregando mas pozos equipados con sistema de aspiracion
de embolo, el costo por unidad se reduce en forma
importante. Los dos socios del Programa Natural Gas
STAR informan que los costos aproximados de estos
sistemas se encuentran entre $6,800 a $5,950 por pozo,
respectivamente. La Ilustracion 11 muestra un analisis
basico de flujo de fondos (cash flow) basado en supuestos
generales acerca del aumento potential de la production de
gas y los ahorros en emisiones de metano para un pozo de
gas on-shore promedio en los Estados Unidos.
Instalacion de unidades de bombeo en pozos que
elevan bajos volumenes de agua
ConocoPhillips instalo unidades de bombeo en 45 pozos de
gas de baja presion en el 2003 para retirar bajos
volumenes de agua de los pozos y evitar que se
sobrecarguen. Esta instalacion elimino los venteos de
rutina de hasta una hora por dia. El beneficio principal de
instalar unidades de bombeo en estos pozos es el aumento
en la production de gas ganado al extender la vida
productiva de los mismos. El socio informo de ahorros de
gas de 973 Mcf por pozo debido a la elimination de las
purgas como un beneficio secundario, pero no
insignificante. Los caballetes de bombeo en esta
instalacion estan alimentados por motores electricos en
lugar de por motores a gas natural, lo cual contribuye a
liberar menos emisiones de metano, y baja los costos de
mantenimiento.
ConocoPhillips informo de ahorros totales de gas de 43,780
Mcf para el proyecto de aproximadamente 973 Mcf por
pozo por ano. A un precio nominal del gas de $4.00 a $5.00/
Mcf, corresponde a ahorros de aproximadamente $3,892 a
$4,865 por unidad, o de $175,140 a $218,900 por ano para
el proyecto complete), consistente en 45 pozos. Suponiendo
un contenido de metano de 79%, este proyecto ha reducido
las perdidas de metano por 34,586 Mcf por ano.
Los costos totales de capital e instalaciones para las
bombas del pozo y las unidades de superficie se estimo en
$62,000 por pozo o el equivalente a $73,332 en dolares del
ano 2010. El costo total en el 2003 incluyo $45,000 para la
preparation del sitio, el equipo en el fondo del pozo, y la
instalacion, mas un costo promedio de $17,000 por unidad
de bombeo. El proyecto fue expandido en los anos
subsiguientes. ConocoPhillips informo un total de 100
unidades de bombeo instaladas desde el 2005 al 2007.
Durante este tiempo, el promedio de costo de instalacion
informado descendio a aproximadamente $38,000 por
unidad en dolares del ano 2010. Suponiendo un precio
nominal de gas de $4, solo los ahorros en gas venteado
pagan la instalacion de estas unidades en menos de 10
anos.
Lecciones aprendidas
* Para pozos de gas natural, existe una progresion de
opciones para remover fluido acumulado, aumentar
la production, extender la vida del pozo y reducir o
eliminar la necesidad del venteo.
* Las opciones para retirar fluidos acumulados en los
pozos de gas van desde la relativamente economica
aplicacion de surfactantes, adecuada para pozos con
poca production de fluido y con energia de reservorio
aun significativa, a la instalacion de unidades de
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Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos pro-
ductores de gas
(Continuacion)
bombeo y bombas de insertion en el fonclo del pozo en
pozos con presion de reservorio agotada y con una
produccion importante de agua.
* El mejor enfoque dependera de en que lugar de su
vida productiva se encuentra un pozo.
* La purga de pozo y el pistoneo (swabbing) pueden
liberar grandes volumenes de gas natural a la
atmosfera, produciendo emisiones de metano
importantes y perdidas de gas.
* Los sistemas de remocion de fluidos presentados en
este estudio pueden reducir la cantidad de trabajo
remedial necesario durante la vida de un pozo,
eliminar las purgas, e incrementar la recuperation de
un pozo al mismo tiempo que minimizar las
emisiones de metano a la atmosfera.
* Si un pozo esta declinando en su produccion, las
alternativas discutidas aqui aumentaran la
produccion de gas en la mayoria de los casos, o, al
menos, frenaran la declination.
* Este aumento en la produccion de gas debe ser
considerado en los analisis de flujo de caja (cash flow)
y en los beneficios economicos futuros al evaluar las
opciones de remocion de fluidos en pozos de gas. En
la mayoria de los casos, el aumento en la produccion
es el beneficio principal de implementar cualquiera o
todas las opciones presentadas.
* Los ahorros en emisiones de metano y gas debidos a
la elimination del venteo son un beneficio secundario
pero importante, que puede cubrir todos o la mayoria
de los costos de instalacion de la tecnologia de
remocion de fluidos.
Referencias
Advanced Resources International, 2004, Review and Selection of Velocity
Tubing Strings for Efficient Liquid Lifting in Stripper Gas Wells, Final
Technical Report, May 31, 2004, U.S. Department of Energy, National
Energy Technology Laboratory, Contract DE-FC26-00NT41025.
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2009; http://www.afms.org/Docs/liquids/LiquidLoad.pdf
BP, 2009, Well Venting and Completion Emission Estimation, 2009 Natural
Gas STAR Annual Workshop, San Antonio, TX.
BP, 2006, Plunger Well Vent Reduction Project, 2006 Natural Gas STAR
Workshop
Brandywine Energy and Development Co., 2002, Design Development and
Well Testing of a Prototype Tool for in Well Enhancement of Recovery
of Natural Gas via Use of a Gas Operated Automatic Lift Pump,
October 2002, U.S. Department of Energy, National Energy
Technology Laboratory, Contract DE-FC26-00NT41025
Christiansen, R. L., 2006, A New Look at Foam for Unloading Gas Wells;
Final Report, September 1, 2004 to December 31, 2005, DOE
Contract DE-FC26-00NT42098, Pennsylvania State University, June
2006.
Dake, L.P. 1978, Fundamentals of Reservoir Engineering, First Edition,
Elsevier, Great Britain
Devon Energy, 2006, Opportunities for Methane Emissions Reductions
from Natural Gas Production, presentation to Producers Technology
Transfer Workshop, Fort Worth, TX, June 6, 2006.
Elmer, B., and Gray, A., 2006, Design Considerations When Rod Pumping
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Ghareeb, M., Frost, B., Tarr, C. and Sadek, N., 2008, Application of Beam
Pumping System for High Gas/Oil Ratio wells, Middle East Artificial
Lift Forum, Bahrain, February 16-18, 2008
McAllister, E.W. 1998, Pipe Line Rules of Thumb Handbook, Fourth
Edition, Gulf Publishing Company, (pp. 282-284).
Petroleum Technology Transfer Council, 2005, Gas Field Technology,
Solutions from the Field newsletter, April 28, 2005, 4 pp.
Smarter clocks automate multiple well plunger lift, Oil & Gas Journal,
August21, 2006, volume 104, issue31.
Turner, R.G. et al., 1969, Analysis and prediction of minimum flow rate for
the continuous removal of liquids from gas wells, Journal of Petroleum
Technology, vol. 21, no. 11,Nov 1969, pp. 1475-1482.
United States Environmental Protection Agency, 2010, Inventory of U.S.
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R-10-606 (April 2010).
Wells, M., 2003, Gas Well Deliquification, Elsevier, USA
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Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos pro-
ductores de gas
(Continuacion)
APENDICE A: Estimacion del caudal critico para
retirar liquidos de la tuberia de produccion de
produccion
Fuente: S. Bumgardner, Advanced Resources International, Inc.
APENDICE B: Estimacion del aumento de
produccion en pozos declinantes
Puecle utilizarse el siguiente moclelo analitico sacado de
Fundamentals of Reservoir Engineering de Dake (1978)
para estimar el aumento de flujo de gas en un pozo en
respuesta a la reduction de la contrapresion en las
perforaciones retirando los liquidos acumulados. La
ecuacion de ingreso en un estado semi constante es:
m(pavg)-m(pWf)=[(1422 x Q x T)/(k x h)] x [ln(re/rw)-3/4+S)]
x (8.15)
Donde,
m(pavg) = promedio de pseudo presion del gas real
m(pwf) = flujo del pozo a pseudo presion real
Q = promedio de produccion de gas
T = temperatura absoluta
k = permeabilidad
h = altura de la formation
re = radio del limite externo
rw = radio del orificio del pozo
S = coeficiente mecanico de efecto pelicular
El aumento en la produccion logrado por la
implementation de las diversas opciones de artificial lift
puede estimarse resolviendo esta ecuacion para "Q "
calculada para un flujo retardado con fluidos en el orificio
(condiciones actuales y curva de declination actual), y
comparando a "Q" calculada para la condition de ausencia
de fluidos en el orificio ( el artificial lift esta activo y la
curva de declination mejorada). Esta exposition pretende
ser una guia para estimar el impacto potential de las
alternativas de remocion de fluidos, y de ninguna manera
es un sustituto de los analisis exhaustivos de la ingenieria
de reservorios para pozos especificos.
Ilustracion A2: Promedio de descarga de Lee
para un pozo productor de agua
Lee—Teoria de la gota plana
W 1200
2-1/16" 1.751
1000
¦ 2-3/8'
1.995
2-7/8'
2.441
800
3-1/2'
2.992
600
400
200
CL
0
200 400 600 800 1,000
Presion de surgencia en la cabeza de pozo, psia
Fuente: S. Bumgardner, Advanced Resources International, Inc.
Ilustracion Al: Promedio de descarga de Turner
de un pozo productor de agua
2500
= 2000
¦u 1500
>
0>
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Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos pro-
ductores de gas
(Continuacion)
APENDICE C: Tecnicas alternativas para estimar
las emisiones evitadas al reemplazar las purgas
Calculo simple de volumen de venteo
Una estimation conservaclora de los volumenes de venteo
de un pozo puede hacerse usando la siguiente ecuacion:
Volumen de venteo anual, Mscf/ano = (0.37x10"6)*
(Diametro de la tuberia de revestimiento2)*(Profundidad
del pozo)*(Presion estatica)*# de venteos anuales)
Donde, el diametro de la tuberia de revestimiento se
expresa en pulgadas, la profundidad del pozo es en pies, y
la presion estatica es en psia. Si no se conoce la presion
estatica, un sustituto adecuado es la presion de la tuberia
de revestimiento en la superficie.
Este es el volumen minimo de gas que se ventearia a
presion atmosferica de un pozo que ha dejado de surgir a la
linea de venta debido a la acumulacion de liquido en la
tuberia de production igual a la diferencia de presion entre
la de la linea de venta y la estatica.
Si la presion estatica es mas de 1.5 veces la de la linea de
venta, como es necesario para la instalacion de un sistema
de aspiration de embolo, entonces el volumen de gas en la
tuberia de revestimiento a presion estatica deberia ser
minimamente suficiente para empujar el liquido en la
tuberia de production a la superficie como "flujo tapon"
cuando se reduce la contrapresion a la presion de la linea
de venta.
Los socios pueden estimar el tiempo minimo necesario
para ventear el pozo usando este volumen y la formula de
flujo de gas de Weymouth (resuelta para diametros de
cano, longitudes y caidas de presion en las Tablas 3, 4, y 5
de Pipeline Rules of Thumb Handbook, Cuarta Edition, pp.
283 y 284). Si la practica es abrir y ventear los pozos por
un periodo de tiempo mas largo que el calculado por estos
metodos, el Volumen Venteado Anual calculado por medio
de esta ecuacion puede ser ampliado de acuerdo con la
razon entre el tiempo real de venteo versus el tiempo
minimo de venteo calculado usando la ecuacion de
Weymouth.
BP, socio de Natural Gas STAR, ha informado de ties
enfoques para estimar las emisiones por venteo y por
termination, que incluyen: 1) una version mas detallada
del metodo de calculo de volumen de venteo explicado
anteriormente, 2) un analisis de la presion temporal, y 3)
la instalacion de un medidor de orificio en la linea de
venteo.
Calculo detallado del volumen de venteo
El calculo detallado del volumen de venteo es una funcion
del tiempo de venteo, el promedio de production normal, y
el "valor de blowdown (purga) del pozo" que representa el
volumen de gas en un pozo bajo una presion de linea
supuesta.
Volumen de venteo(Mcf) =
((Tiempo de venteo - 30 min)*(1/1440)* Promedio de
produccion) + (Volumen de purga del pozo)
Volumen de purga del pozo (Mcf) =
(prof, del pozo*3.1416*(diam. tuberia de revestimiento/2)2)
* ((pres. de la tuberia de produccion + pres.
atmosferica)/14.7) * (520/(Temp+460))/Z/1000
Variables:
• Promedio de produccion, Mcf por dia
• Profundidad del pozo, ft
• Presion atmosferica, psia
• Presion estatica de la tuberia de produccion, psig
• Temperatura del gas en la tuberia, °F
• Diametro de la tuberia de revestimiento de produccion,
ft
• Compresibilidad, Z
Una limitation del metodo de calculo de volumen de venteo
es que no toma en consideration el volumen o peso de una
columna de fluido en el pozo en el momenta del venteo.
Analisis de presion temporal
Este metodo se basa en observaciones de la presion en la
cabeza del pozo versus el caudal para un conjunto
especifico de pozos, lo cual se usa para desarrollar una
expresion linear del flujo de gas versus la presion en
cabeza de pozo. Esta relation es luego aplicada a los datos
de presion temporales durante la purga para extrapolar
Mcf versus tiempo para el periodo de venteo, diametro del
cano y la declination en la presion en la cabeza del pozo
durante el proceso. Todos los datos se evaluan usando
software de analisis de datos de presion para extrapolar los
volumenes totales venteados basandose en el tiempo de
purga, el diametro del cano y la declination en la presion
en la cabeza del pozo durante el proceso. Una ventaja de
este enfoque es que si toma en cuenta la estrangulacion del
fluido y es confeccionado para pozos especificos. Las
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Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos pro-
ductores de gas
(Continuacion)
limitaciones del mismo es que no toma en cuenta los
ingresos muy importantes al reservorio y que los clatos de
observation pueden no ser representativos de la formation.
Para lograr que el conjunto de datos sea mas
representativo, se recomienda que los datos incluyan al
menos un punto dentro de los siguientes cinco rangos:
* P < 25 psia
* 25 psia < P < 60 psia
* 60 psia < P < 110 psia
* 110 psia < P < 200 psia
* 200 psia < P
Medicion de purga en el orificio
Para este enfoque se instalo un medidor de orificio en la
linea de venteo y se midieron los caudales directamente
durante la purga. Una ventaja de este enfoque lo
constituye la precision de los datos obtenidos, lo que
potencialmente ofrece comparaciones realistas de los
volumenes de venteo entre tipos de pozo, terminaciones de
pozo, o formaciones productoras.
Una limitation es que los resultados obtenidos de una
'poblacion estudiada" o de un pequeno subconjunto de
pozos productores no son determinantes como para poder
extrapolarlos a un yacimiento mas grande, los pozos
originales estudiados pueden no ser representativos de las
operaciones del yacimiento visto como un todo.
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Opciones para retirar el fluido acumulado y mejorar el flujo en los pozos pro-
ductores de gas
(Continuacion)
United States
Environmental Protection Agency
Air and Radiation (6202J)
1200 Pennsylvania Ave., NW
Washington, DC 20460
2011
La EPA ofrece los metodos de estimar emisiones de metano en este documento como una herramienta para desarrollar estimaciones
basicas de las emisiones de metano. Las formas de estimar emisiones de metano que se encuentran en este documento pueden no
conformar con los metodos de la Regla para Reportar Gases de Efecto Invernadero 40 CFR Parte 98, Subparte W y otras reglas de la
EPA en los Estados Unidos.
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