ANALISIS PROBLEMATICA HUMEDAD, CONGELAMIENTO E HIDRATOS EN VERTICALES DE LINEAS DE GAS DE POZOS

(1)

MARIA TINOCO, VLADIMIR CHACIN, ROMER VALDEZ, GUSTAVO

PRIETO, WILLIAMS CHIRINOS

PDVSA EXPLORACION Y PRODUCCION Tia Juana, Venezuela

Presentado en

XIV Convención Internacional de Gas de la

Asociación Venezolana de Procesadores de Gas (AVPG) Mayo 10 - 12, 2000

(2)

ANALISIS PROBLEMATICA HUMEDAD, CONGELAMIENTO E HIDRATOS EN VERTICALES DE LINEAS DE GAS DE POZOS

AUTORES: Maria Tinoco, Vladimir Chacin, Romer Valdez, Prieto Gustavo y Williams Chirinos

CO-AUTORES: John Urdaneta, Willian Velazquez y Radames Isea

La presencia de humedad, congelamiento e hidratos en los verticales de las líneas de gas de los pozos en los múltiples de levantamiento artificial por gas (LAG), afecta a un gran número de instalaciones debido a que más del 80% de la producción de la Unidad de Explotación Tía Juana Lago se logra mediante la inyección de gas.

En el año 1998 se realizaron dos mantenimientos de sand blasting y pintura a los verticales de los pozos de dos múltiples con un costo de 1.2 MMBs y un cierre de producción de 1.1 MBN. Actualmente 19 múltiples requieren del mismo servicio; siendo el costo para ellos de 21.7 MMBs, con un cierre de producción asociado de 67.4 MBN.

Este fenómeno se presenta debido a la caída de presión que ocurre en la válvula de control de flujo, ubicada en los múltiples. Para el análisis fue desarrollado y cotejado un modelo de simulación que permite predecir las condiciones de reducción de temperatura, curva de hidratos y fracción de agua condensada en el exterior de la tubería. Estos parámetros graficados en función de la caída de presión dan como resultado curvas características para cada múltiple.

El uso de las curvas características permite mejorar en el procedimiento de diseño de LAG para evitar la ocurrencia de humedad y predecir las condiciones para el congelamiento y la formación de hidratos.

En los casos donde no pueda evitarse el fenómeno, se recomienda recubrir los verticales con material aislante. Una comparación de costos y duración entre el sand blasting y pintura con respecto al recubrimiento de los verticales con material aislante, tomando como base un múltiple de 30 pozos, representa 16.14 MMBs y 3 años versus 7.5 MMBs y 6 años, respectivamente. Esto indica que la segunda opción es más rentable.

(3)

I. INTRODUCCION

La Unidad de Explotación Tía Juana Lago (PDVSA, Exploración y Producción, Occidente) cuenta con cuatro redes de levantamiento artificial por gas bien definidas, las cuales distribuyen alrededor de 430 MMPCGD hacia los pozos que producen bajo este método, con presiones de operación entre 1150 y 1300 lppcm.

La caída de presión que ocurre en la válvula de control de flujo, ubicada en los múltiples de LAG, produce una expansión y disminución de la temperatura del gas. Este fenómeno ha estado ocasionando por un lado, la presencia de humedad y congelamiento en la parte externa de los verticales de los pozos y por el otro, en algunos casos, la formación de hidratos en el interior de la tubería.

Con el fin de analizar esta problemática fue conformado un equipo de trabajo entre las unidades de Optimización, Plantas de Gas e Infraestructura. Los resultados de los análisis son presentados a continuación.

II. SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS

El anexo No. 1 muestra las cuatro redes de levantamiento artificial por gas (LAG) pertenecientes a la UE TJL.

En la red de LAG asociada a la PC TJ-3 y MG TJ-5 existen 10 múltiples de gas con pozos activos, 2 múltiples de distribución de gas de alta presión y la PC TJ-3. El consumo de gas para LAG de esta área se encuentra en el orden de los 90 MMPCGD.

(4)

La red de LAG asociada a la PC TJ-1, PC LL-1 y MG LL-15 se encuentra conformada por: 24 múltiples de gas con pozos activos, 1 macolla de producción, 3 múltiples de distribución de gas de alta presión y las plantas de compresión TJ-1 y LL-1. El consumo de esta red es del orden de los 230 MMPCDG.

La red LAG de menor tamaño esta asociada al MG LL-957A y la PC TJ-1, compuesta por: 7 múltiples de gas con pozos activos (5 pertenecientes a la UE TJL y 2 a la UE CSL), 1 múltiple de distribución de gas de alta y la PC TJ-1. El consumo de gas para esta área se encuentra en el orden de los 30 MMPCGD.

Por ultimo, la red de LAG asociada al área de PC TJ-5, PC TJ-2 y MG LL-11 conformada por 10 múltiples con pozos activos, 1 macolla de producción, 1 múltiple de distribución de gas de alta y las plantas compresoras de gas TJ-5 y TJ-2. Esta área tiene un consumo de gas del orden de los 80 MMPCGD.

III. METODOLOGIA DE ANALISIS

Durante un ejercicio de tormenta de ideas el equipo de trabajo formuló las posibles causas del problema de humedad, congelamiento y formación de hidratos. Entre estas destacan:

- Alta caída de presión en válvula de control de flujo.

- Gas húmedo.

- Alta presión de operación en el múltiple.

- Inyección de gas de levantamiento por medio de orificios.

(5)

Identificadas las posibles causas, se procedió a seleccionar una muestra representativa de múltiples, pertenecientes a las cuatro redes de LAG, con el fin de orientar el esfuerzo de adquisición de información para el análisis.

La muestra seleccionada estuvo conformada por un total de 7 múltiples. La selección fue realizada con base en:

- Ubicación geográfica, múltiples separados entre sí dentro de la red.

- Múltiples automatizados, para facilitar la toma de información vía

CIOC.

- Consideración de diferentes puntos de alimentación, para comparar

las características del gas.

- Múltiples con diferentes número de pozos asociados.

La tabla No. 1 muestra el total de múltiples seleccionados y sus principales características.

Se efectúo un levantamiento de información de campo en los múltiples seleccionados; el cual consistió en la toma de muestras de gas para determinar su composición, toma de presiones de operación y revisión de la

Red de LAG Múltiple No. Pozos Activos

PC TJ-3/MG TJ-5 TJ-358 15 TJ-3-17 21 PC LL-1/PC TJ-1/MG LL-15 TJ-1-04 21 TJ-1-21 20 PC TJ-1/MG LL-957A TJ-2-14 12 PC TJ-5/TJ-2 MG LL-11 TJ-2-8 27 TJ-2-12 40

(6)

condición de humedad en los verticales de las líneas de gas de los pozos. En la tabla No. 2 se presentan los datos de campo descritos y en el anexo No.2 se presentan los resultados de laboratorio correspondientes a las muestras de gas.

Con la información de campo obtenida fueron jerarquizadas las posibles causas del problema de humedad, congelamiento y formación de hidratos, siendo identificada como causa principal la caída de presión que ocurre en la válvula de control de flujo ubicada en los múltiples.

Con la identificación de la causa principal, fue desarrollado y cotejado un modelo de simulación que representa el efecto Joule Thompson (JT) que ocurre en el proceso de regulación del flujo a través de la válvula de control (Merla) y el intercambio de calor existente entre el flujo interno, considerando el vertical de la línea de gas y el aire alrededor del mismo. Para la simulación fue utilizado el simulador de procesos PROII. La figura No. 1 muestra el esquema de procesos.

Presion Operación

Múltiple No. Pozos Activos (lppcm) Secos % Humedos % Congelados %

TJ-358 15 1158 1 7 12 80 2 13 TJ-3-17 21 1193 2 10 16 76 3 14 TJ-1-04 21 1183 3 14 18 86 0 0 TJ-1-21 20 1198 6 30 13 65 1 5 TJ-2-14 12 1300 1 8 11 92 0 0 TJ-2-8 27 1200 0 0 26 96 1 4 TJ-2-12 40 1195 0 0 39 98 1 3 Total: 156 13 8 135 87 8 5 Verticales Tabla No. 2 Resultados de campo

(7)

Figura No. 1 Esquema del proceso de expansión

Para la simulación fueron consideradas las siguientes premisas:

1. Humedad relativa del aire = 90%.

2. Volumen de aire en contacto con el vertical de gas igual al área

del vertical descubierto por un espesor de 3 pulgadas.

La corriente de gas de composición, presión y temperatura conocidas se hace pasar a través de la restricción representada por la válvula de control de flujo. Debido a la caída de presión, el gas se expande disminuyendo su temperatura (efecto JT). El gas a una menor presión y temperatura se hace

(8)

pasar por un intercambiador de calor, donde se hace circular aire húmedo en contracorriente que permite calcular el volumen de agua que condensa del aire por efecto de la transferencia de calor. Las condiciones de reducción de temperatura y fracción de agua condensada en el exterior de la tubería, graficadas en función de la caída de presión que ocurre en la válvula, dan como resultado curvas características para cada múltiple. Adicionalmente, fueron realizados los cálculos de equilibrio líquido-sólido, para la elaboración de curvas de hidratos; las cuales fueron incluidas en las curvas características generadas. Lo anterior complementó la información gráfica donde adicionalmente es posible predecir la formación de hidratos en función de la caída de presión en la válvula de control. El uso de estas curvas características (Anexo No. 3) permiten predecir la ocurrencia de humedad, congelamiento y formación de hidratos en los verticales de los pozos.

A manera de ejemplo la en la tabla No. 3 se presentan los datos de los pozos de inyección del múltiple de gas TJ-3-17. La curva característica para este múltiple (Anexo No. 3) indica que para una caída de presión en la válvula de control de flujo superior a las 220 lppcm, el porcentaje de agua condensada es mayor que cero; lo cual indica la presencia de humedad. Por otro lado, la curva de temperatura indica a 32º F la caída de presión que inicia el congelamiento del agua condensada, en este caso la caída de presión que corresponde a esta temperatura es de 930 lppcm. Lo anterior indica que para caídas de presión mayores a 220 lppcm, el vertical tendrá presencia de humedad y en los casos de que la caída de presión sea mayor de 930 lppcm el vertical estará congelado. Por otra parte, la curva de hidratos representa la temperatura por debajo de la cual existe formación de éstos. La intersección de la curva de hidratos con la curva de temperatura indica el punto de inicio para la formación de hidratos en el gas de inyección (600 lppcm para el TJ-3-17), y a medida que se incrementa la caída de presión la formación de hidratos se intensifica.

(9)

En la tabla No. 3 se observa que dos de los pozos tiene verticales secos, tres de los pozos con baja presión de casing se encuentran congelados y el resto, 16 se encuentran húmedos. Esta predicción de la tabla característica concuerda con la condición observada durante la inspección del múltiple.

Las curvas características fueron elaboradas para los múltiples seleccionados en la muestra, de manera que la aplicación de la curva al resto de los múltiples deberá realizarse empleando estas mismas curvas dependiendo de la red de levantamiento artificial a la que pertenezcan.

IV. RESULTADOS

La muestra de múltiples presentó la siguiente distribución de condición de verticales: 8 % Secos, 87 % Húmedos y 5 % Congelados.

Tabla No. 3 Pozos MG TJ-3-17

Presión del multiple: 1190

Pozo EF BBD BND Qg iny Pr. arranque Pr. Operación Caida de presión # Valvulas Tipo Condición Observación

TJ 5 TJ-6 159 146 447 1060 240 950 2 Valvula Congelado Comunicado

TJ 19 TJ-6 152 6 423 970 924 266 1 Valvula Húmedo

TJ 560 TJ-6 112 44 437 1050 960 230 2 Valvula Seco

TJ 801 TJ-5 547 98 1076 1080 788 402 3 Orificio 16/64 Húmedo

TJ 825 TJ-5 401 8 369 1030 960 230 1 Valvula Húmedo TJ 880 TJ-6 858 17 369 1000 1000 190 1 Valvula Seco TJ 882 TJ-6 250 114 215 950 950 240 1 Valvula Húmedo TJ 883 TJ-6 17 17 238 1000 930 260 1 Valvula Húmedo TJ 886 TJ-6 842 501 587 1100 720 470 2 Orificio 16/64 Húmedo TJ 892 TJ-16 732 73 279 980 930 260 1 Valvula Húmedo TJ 923 TJ-6 136 113 209 1100 780 410 2 Valvula Húmedo TJ 930 TJ-16 210 208 228 0 780 410 1 Orificio 16/64 Húmedo TJ 931 TJ-6 127 13 461 980 840 350 1 Valvula Húmedo TJ 1096 TJ-14 47 40 184 1080 920 270 2 Valvula Húmedo TJ 1222 TJ-6 29 14 376 1020 780 410 3 Valvula Húmedo TJ 1283 TJ-6 1166 1122 161 980 600 590 2 Valvula Húmedo

(10)

Esta distribución fue corroborada por las gráficas características. Las gráficas indican que al ocurrir una caída de presión de 230 lppcm promedio, comienza a presentarse condensación y humedad en los verticales. Lo anterior indica que por diseño, la mayoría de los pozos están trabajando bajo la condición de vertical humeado (87% de la muestra). El impacto que esto genera en las operaciones, se resume en el hecho de que en el año 1998, se realizaron dos mantenimientos generales de sand blasting y pintura a los verticales de los pozos de los múltiples TJ-1-1 y TJ 2-8 con un costo de 1.2 MMBs y un cierre de producción de 1.1 MBN. En la tabla No. 4 se muestran los múltiples que actualmente requieren del mismo servicio; el costo de la actividad para estos 19 múltiples es de 21.7 MMBs, con un costo de cierre de producción asociado de 287.5 MMBs (67.4 MBN), lo que representa un costo total de 309.2 MMBs.

Tabla No. 4 Múltiples de gas que requieren sand blasting y pintura

MG BND CIERRE (BN) # Pozos TJ-1-5 2200 2750 36 TJ-1-8 2187 2734 30 TJ-1-10 1248 1560 19 TJ-1-12 519 649 13 TJ-1-13 5481 6851 35 TJ-1-14 1229 1536 16 TJ-1-15 3060 3825 26 TJ-1-16 6042 7553 45 TJ-1-17 2541 3176 38 TJ-1-21 2560 3200 20 TJ-1-22 3820 4775 37 TJ-2-10 5258 6573 30 TJ-2-11 2922 3653 30 TJ-2-15 2377 2971 28 TJ-2-2 2541 3176 19 TJ-2-3 1927 2409 23 TJ-2-4 2332 2915 23 TJ-3-13 3171 3964 24 TJ-3-58 2499 3124 17 Total 2838 67393 509 Promedio 3547 27

(11)

Por otro lado, las gráficas también muestran que para caídas de presión superior a 950 lppcm se produce el congelamiento. Esta condición se presenta en el 5% de los casos. Adicionalmente, cuando existe congelamiento ocurre formación de hidratos dentro de la tubería, esta condición afecta el proceso de levantamiento artificial por gas; ya que impide el paso de gas en los volúmenes de inyección requeridos, es por ello que esta condición debe ser eliminada. Los datos de campo indican que estos congelamientos ocurren en pozos con orificios (de 16/64” de diámetro o mayores) o en pozos comunicados. A manera de ejemplo, para el mes de noviembre/98 el pozo TJ-773 presentó problemas en la válvula piloto quedando la misma abierta y operando con presión de casing de 350 lppcm, lo cual ocasionó congelamiento del vertical. Bajo estas condiciones y con una inyección de 150 MPCGD la producción fue de 110 BBD, la acción tomada consistió en un ajuste de gas a 424 MPCGD lo cual incrementó la presión de casing a 600 LPPCM y la producción a 170 BBD, quedando nuevamente la producción del pozo cerca del potencial.

V. ACCIONES PARA ENFRENTAR LA PROBLEMATICA

A continuación se presentan un conjunto de acciones que permiten la reducción de la problemática de humedad, las cuales fueron discutidas con base en los resultados presentados:

1. Incluir dentro del criterio de diseño del sistema de LAG de los pozos la

curva característica de predicción de humedad, congelamiento e hidratos. Esto permitiría definir, en pozos con una o dos válvulas de gas lift, las presiones de arranque que permitan operar el sistema con una caída de presión en la válvula de control de flujo no mayor a la indicada en la curva característica. Esta acción permitiría eliminar la humedad en

(12)

los verticales de una manera progresiva, en la medida en que se efectúen nuevos diseños para estos pozos.

2. Minimizar el uso de orificios mayores de 16/64” en los diseños

sucesivos para evitar la condición de congelamiento y formación de hidratos. Es importante resaltar que la condición de vertical congelado debe ser eliminada. En los casos donde los pozos con verticales congelados posean orificios o válvulas se deberá efectuar el reemplazo, a fin de eliminar esta condición y la presencia de hidratos dentro del sistema de gas lift.

3. En los múltiples pertenecientes a las redes de distribución MG

LL-957A/PCTJ-1 y PCTJ-5/PCTJ-2, la presión de operación es reducida a valores entre 1150 y 1200 lppcm, mediante la operación de una válvula de control. Esta acción no elimina el problema de humedad, pero reduce el grado de la misma debido a la disminución de la caída de presión. En tal sentido, estas válvulas deben mantenerse activas según recomendación del informe OC-G-96-7160 de fecha 14 de octubre de 1996.

La aplicación de las acciones anteriores dependerá de un análisis que efectuarán las Gerencias de Operaciones de Producción (sección Optimización) e Infraestructura en conjunto, para cada múltiple en particular. En dicho análisis se deberán tomar en consideración las características y configuración del sistema LAG de los pozos, el consumo de gas y las condiciones de superficie, entre otros.

En aquellos pozos donde no se elimine el problema de humedad al aplicar las acciones anteriores, se recomienda recubrir los verticales con material aislante. Por recomendación de la Superintendencia de Ingeniería de

(13)

puede ser utilizada en estas condiciones de operación, la misma preservaría el vertical evitando la penetración de humedad hacia la tubería. Su aplicación no requiere de cierre de producción y tiene un costo de 250 MBs por vertical. En la tabla No. 5, la cual compara esta acción con el sand blasting y pintura, para un múltiple de 30 pozos con un costo de cierre de producción de 15 MMBs (3.5 MBN) y un costo de actividad de 1.14 MMBs, se destaca que la acción de recubrir los verticales con cintas Trenton resultaría de menor costo y mayor duración.

Lo anterior permite establecer posibles ahorros por costos de mantenimiento de MMBs 166.7 al aplicar la opción de cintas Trenton en los múltiples que actualmente requieren del servicio de sand blasting y limpieza.

Tabla No. 5 Comparación acciones sand blasting y pintura versus aplicación de cintas Trenton

Acción Costo MMBs Duración Observaciones Impacto total MMBs

Sand blasting y pintura 1,14 3 Años Cierre de 3.5 MBN (15 MMBs) 16,14

(14)

(15)

ESTACION DE FLUJO

MULTIPLE DE GAS LIFT DTTO TIA JUANA

PLANTA DE CONSERVACION DE GAS MULTIPLE DE PRODUCION CON SEPARADOR MULTIPLE DE PRODUCCION SIN SEPARADOR MACOLLAS DE PRODUCCION

SISTEMA DE LAG PC TJ-3 / MG TJ-5 MULTIPLE DE DISTRIBUCION DE GAS MULTIPLE DE GAS LIFT DTTO CSL

SISTEMA DE LAG PC TJ-1 / PC LL-1 SISTEMA DE LAG PC TJ-2 / PC TJ-5 SISTEMA DE LAG PC TJ-1 /MG LL-957 A EF-LL-59 EF-LL-61 EF-LL-63 EF-LL-65 EF-LL-67 E F - L L - 6 8 EF-LL-69 EF-LL-73 E F - L L - 7 5 EF-LL-76 EF-LL-80 EF-LL-81 EF-TJ- 6 EF-TJ- 8 EF-TJ-13 _EF-TJ-14 E F - T J - 1 5 EF-TJ-16 EF-TJ-18 M-LL-23 M-LL-60 M-LL-84 M-LL-85 MAC-LL-2 MAC-LL-8 TJ-2-16 TJ-1-01 TJ-1-02 TJ-1-03 TJ-1-04 TJ-1-05 TJ-1-06 TJ-1-08 TJ-1-09 TJ-1-10 TJ-1-11 TJ-1-12 TJ-2-13 TJ-1-14 TJ-1-18 TJ-1-19 TJ-1-20 TJ-1-22 TJ-1-24 TJ-2-01 TJ-2-02 TJ-2-03 TJ-2-04 TJ-2-05 TJ-2-07 TJ-2-08 TJ-2-09 TJ-2-11 TJ-2-12 TJ-2-14 TJ-2-15 PC-TJ-3 PC-TJ-2 PC-TJ-5 PC-LL-1 EF-TJ-10 TJ-1-15 MAC-LL-1 TJ-1-23 TJ-1-21 TJ-1-13 TJ-2-10 M G - L L - 1 1 M G - T J - 5 - 1 TJ-2-06 M G - L L - 9 5 7 A TJ-1-07 MG-TJ-5 MG-LL-784 MG-LL-475 L L - Y M G - L L - 1 5 TJ-1-25 TJ-1-17 LL-413 G A S A P I A L L - 1 0 M - L L 9 2 9 T J - 3 - 1 0 T J - 3 - 1 3 T J - 3 - 1 7 T J - 3 - 2 1 T J - 3 - 2 5 T J - 3 - 2 8 TJ-3-32 T J - 3 5 8 T J - 2 9 9 TJ-3-39 M G - L L - 7 5 0 P C - T J - 1 P C - T J - 4 TJ-3-14 TJ-1-16 T J - 3 - 2 7 LINEA INACTIVA

(16)

(17)

(18)

(19)

(20)

(21)

(22)

0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00 90.00 1 3 5 7 9 ₁₁ ₁₃ ₁₅ ₁₇ ₁₉ ₂₁ ₂₃ ₂₅ ₂₇ ₂₉ ₃₁ ₃₃ ₃₅ ₃₇ ₃₉ ₄₁ ₄₃ ₄₅ ₄₇ ₄₉ ₅₁

CAIDA DE PRESIÓN EN LA VALV DP (PSI)

% DE AGUA CONDENSADA 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

TEMPERATURA DESPUES DEL CHOQUE (ºF)

% DE COND. DE AGUA EMP LUEGO DELCHOQUE (ºF)

CURVA DE HIDRATOS

COMPORTAMIENTO DEL GAS MG TJ-3-17 RED DE DISTRIBUCIÓN PCTJ-3/MG TJ-5 0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00 90.00 100.00 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51

% DE AGUA CONDENSADA 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

TEMPERATURADESPUES DEL CHOQUE (ºF)

% DE COND. DE AGUA EMP LUEGO DELCHOQUE (ºF) CURVA DE HIDRATOS

(23)

0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00 90.00 20 _{60 100 140 180 220 260 300 340 380 420 460 500 540 580 620 660 700 740 780 820 860 900 940 980} 1020

% DE AGUA CONDENSADA 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

TEMPERATURA DESPUES DEL CHOQUE

(ºF)

% DE COND. DE AGUA EMP LUEGO DELCHOQUE (ºF)

CURVA DE HIDRATOS

COMPORTAMIENTO DEL GAS MG TJ-2-08 RED DE DISTRIBUCIÓN PCTJ-2/PC TJ-5 0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00 90.00 100.00 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51

% DE AGUA CONDENSADA 0 1 0 2 0 3 0 4 0 5 0 6 0 7 0 8 0 9 0 100

TEMPERATURADESPUES DEL CHOQUE (ºF)

% DE COND. DE AGUA EMP LUEGO DELCHOQUE (ºF) CURVA DE HIDRATOS