El estudio técnico abordó las curvas en régimen transitorio para la determinación de la localización de un tapón de hidratos durante la vida inicial de explotación de un campo de gas en aguas profundas.
Contar con una respuesta efectiva ante un posible escenario de paro de producción por la formación de un tapón de hidratos en pozos o sistema submarino; durante la explotación de un campo de gas en aguas profundas; puede contribuir a la reducción de los costos de remediación y en aquellos asociados al diferimiento de la producción.
Si bien, el riesgo de formación de hidratos está asociado a la producción de hidrocarburos ligeros, aunado a condiciones de alta presión y baja temperatura; estas condiciones son más críticas durante la vida inicial de producción, referenciando al campo de estudio; donde la presión en el sistema y la temperatura aun en flujo en estado estacionario se tendría el riesgo de formación de hidratos.
La principal estrategia de aseguramiento del flujo desde el pozo hasta el arribo a proceso es la inyección continua de inhibidor de hidratos; tanto MeOH, como durante operaciones de arranque y MEG durante el flujo en estado estacionario.
Te puede interesar: Optimización del sistema yacimiento-pozo-instalaciones
Asimismo, no se descarta la falla del sistema de alarmas en el sistema de producción ante una posible falla en el sistema de inhibición; lo cual es idóneo para un escenario de paro de producción por taponamiento de hidratos.
Ante dicha situación, en el caso más extremo en donde no se tuviera el tiempo de respuesta para prevenir la obstrucción del flujo; se tendrían el monitoreo continuo de las variables presión temperatura tanto en cabeza de pozo, manifolds y en el arribo.
Siendo esas variables las entradas al método propuesto para estimar la ubicación de esa obstrucción en el sistema. Debido al requerimiento de contar con las variables de transporte en función del tiempo; es necesario el uso del modelo de red construido en OLGA para poder visualizarlas, tanto en tendencia como en perfil.
Si bien uno de los mayores riesgos asociados a la producción de hidrocarburos ligeros en agua profundas son los hidratos; se deben contar con las medidas suficientes para la mitigación de dicho riesgo. Del mismo modo, es necesario tener un plan de respuesta ante una posible perdida en la capacidad de inhibición o falla en las alarmas; mismas que no debe descartarse en la generación de los procedimientos operativos.
Sigue leyendo: Evaluación de la Ventana Dinámica de Aceite en YNF
La ventaja de contar con información en tiempo real del comportamiento de las variables operativas como la presión y temperatura proporciona insumos necesarios; los cuales son necesarios para análisis similares al propuesto en este trabajo, en un tiempo relativamente corto, asumiendo que ya se tiene la obstrucción en el sistema.
Si bien, ya se tiene el problema, accionar en corto tiempo evita que corriente arriba de la obstrucción debido al pronto enfriamiento del sistema; se extienda la longitud del tapón de hidratos más allá de los puntos de inyección disponibles en cabeza de pozo. Con ello es posible llevar a cabo la despresurización del segmento junto con la inyección continua de inhibidor para la disociación de este.
Durante el arranque y rearranque de los pozos en las etapas de producción donde se tiene la presión cercana a la inicial en el yacimiento; es importante inhibir y manejar las presiones de acuerdo con lo establecido en la filosofía de operación de aseguramiento de flujo; ya que aquí se procura el manejo del sistema siempre dentro de los parámetros operativos seguros.
Asimismo, es importante analizar la posibilidad de complementar esta técnica de localización de un tapón de hidratos con un método en sitio; como la resonancia magnética en la zona obstruida de manera que sea pueda tener referencia de la longitud de dicha obstrucción.
Este análisis es exclusivo para el campo analizado, por las particularidades del fluido, yacimiento, medio ambiente y arquitectura del sistema; por tal motivo puede ser utilizado en otros sistemas con las debidas adecuaciones para la generación de las curvas de comportamiento de presión de referencia.
Los ingenieros Leonardo Alfredo Ramos Uribe, Lenin Julio Velázquez Rebollar y Javier Sánchez Monge presentaron el trabajo en la última edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
