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Cómo superar los desafíos de producción y recuperación de pozos no convencionales de gas

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CÓMO SUPERAR LOS DESAFÍOS DE PRODUCCIÓN Y RECUPERACIÓN DE POZOS NO CONVENCIONALES DE GAS

Resumen desde la visión técnica a desarrollos que optimizan las operaciones y procesos de la industria y aumentar la seguridad del equipo humano.

El artículo propone el desarrollo del Upwing Enhanced Production Simulator (ESP), una herramienta de análisis interna, que tiene en cuenta las características del yacimiento, la envolvente operativa del SCS, la dinámica del pozo y el equipo superior, para superar las limitaciones de producción y recuperación de fluidos en formaciones no convencionales de Shale.

RESUMEN

Uno de los desafíos más comunes de producción y recuperación de gas en formaciones no convencionales es el porcentaje limitado de recuperación de los fluidos in-situ. El cual en pozos fracturados horizontalmente es del 15 - 20%. Además, la producción de estos pozos disminuye entre un 75% y un 90% en los primeros años de vida del pozo. La carga de líquido en la sección horizontal del pozo y en la formación se ha identificado como la principal causa de la disminución de las tasas de producción y la recuperación final limitada. Es una práctica común instalar un sistema de levantamiento artificial, como un “artificial lift system” o “plunger system” para producir estos pozos, sin embargo, al hacerlo, solo trae los líquidos en el pozo vertical a la superficie. Los líquidos en el pozo horizontal continúan ejerciendo contrapresión en el yacimiento

Atendiendo a dichas necesidades la empresa de desarrollo de herramientas de ESP, Upwing, desarrolló el sistema SCS que puede resolver de forma única los problemas combinados de líquidos en la sección horizontal del pozo y líquidos en la formación. La operación del SCS en un pozo de gas crea una zona de baja presión en la entrada del compresor en el fondo del pozo, lo que disminuye la presión en el fondo del pozo. Esta reducción en el pozo induce activamente más flujo de gas desde la formación hacia el pozo. Con velocidades de flujo de gas más altas y presiones de flujo del pozo inferior más bajas, el aumento de la velocidad (por ejemplo, 14 pies por segundo o más) de la corriente de gas lleva más líquidos fuera del pozo, eliminando así los líquidos de las secciones verticales y horizontales del pozo. La disminución de la contrapresión de la carga de líquido da como resultado una mayor producción de gas, que a su vez acelera la descarga de líquido y evita la condensación de vapor al salir del compresor.

CASO DE ESTUDIO

La compañía de exploración y producción de energía Corterra Energy, diseñó una prueba de producción para tres pozos con formaciones y completamientos similares, los cuales se muestran a continuación.

Según las pruebas realizadas el sistema SCS permite un incremento de la tasa de producción del 67%.

DISEÑO DEL SISTEMA

Los componentes de fondo de pozo del SCS adoptan una arquitectura novedosa y confiable que elimina los puntos de falla primarios de las bombas sumergibles eléctricas (ESP) convencionales. El SCS consta de dos componentes principales: un motor de imán permanente herméticamente sellado de alta velocidad (50,000 RPM) con cojinetes magnéticos y un compresor híbrido de gas húmedo. Estos dos componentes están acoplados por un acoplamiento magnético que transporta el par del motor sellado herméticamente al compresor sin eje mecánico ni sellos, por lo que no es necesario un protector de motor para aislar el motor de los fluidos de fondo de pozo. Esta arquitectura "sin protector" elimina un punto frecuente de vulnerabilidad para los sistemas convencionales de elevación artificial de fondo de pozo. Un variador de velocidad variable de frecuencia amplia sin sensor en la superficie controla el motor a altas velocidades.

Fuente:  https://pubs.spe.org/en/jpt/jpt-article-detail/?art=6558

Redacción OIL CHANNEL
Ambar Graziani 
Porfesional en Ingenieria de Petróleos 

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Publicado por OIL CHANNEL

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