En este Previo del Mes (PDM) discutiremos como se puede determinar la solubilidad y equilibrio instantáneo del CO2 en el agua a presiones y temperaturas comúnmente asociadas con las facilidades de producción y recolección. Esto se ve principalmente importante relacionado con la Inyección de CO2 relacionada con Recuperación Mejorada por cuanto la concentración del CO2 es elevada y las presiones iniciales de separación se ven a mayor nivel de lo común en comparación con los de aquellos campos no asociados con la RMC empleando el  CO2. Estas dos condiciones resultan en la importante disolución del  CO2 en el agua de producción con el resultante desprendimiento del gas aguas debajo de los Eliminadores de Agua Libre (FWKO), tratadores, y tanques. En los campos maduros de barrido con CO2 y esquemas de Inyección Alterna de Gas – Agua (WAG), es probable que la mayoría del gas de despojo en los separadores aguas abajo vendría del agua de producción.

Mientras que este PDM es significativo principalmente para aquellos campos de inyección del CO2, el siguiente análisis es general en su naturaleza; también tendría aplicación en aquellas instancias indicando similares problemas de solubilidad del CO2. Este estudio asume que no existe presencia del H2S. Éste tendría algo mayor de solubilidad que el CO2 lo cual llevaría mayor cantidad del gas de equilibrio de los FWKO y tanques. Mayor del 5% del  H2S levaría como consecuencia el aumento la solubilidad del H2S en el agua.

Un caso relacionado con un campo hipotético demostrará a continuación como se debe calcular la solubilidad del CO2  más sus volúmenes liberados. La configuración del campo se ilustra en la Figura 1.

Una configuración común para el barrido de CO2 es la de contar con sistemas de recolección de tres etapas de equilibrio (flash). El primero de éstos se encuentra en los separadores de campo, la segunda etapa se ubica en el FWKO, y la tercera instancia en los tanques. Un numero de pozos se dirigen hacia los separares de campo, logrando la primera instancia de equilibrio de los líquidos. Para los propósitos de este caso, todos los separadores se asumen son operados a presión, y temperatura única. La cantidad de gas de los separadores de Campo no se podrán predecir del análisis presentado en este PDM. En su vez, el gas proveniente de este nivel es el resultado de los flujos complejos dentro del yacimiento hacia la completación  del pozo y hasta el separador. Este análisis es aplicable para los dos equilibrios (flash) siguientes que resultan del líquido fluyente hacia el FWKO, y luego al tanque de agua, Nótese también que el gas proveniente del crudo (el cual incluye tanto el gas de solución más el CO2  el cual también será volumen importante) se encuentran fuera del alcance de este estudio.

Figura 1. Un esquema simplificado de producción

Figura 1. Un esquema simplificado de producción

Con la previa Figura y discusión  presentada,  la orientación del problema se define como sigue:

Una inyección/barrido de CO2 se encuentra en operación. Un Separador de Campo opera a 15.6 °C (60 °F)  y 1483 kPam (215 lpcm) y el gas del sistema de recolección es de 87.5% CO2. Los líquidos fluyen de los Separadores de Campo hacia una batería central en donde el FWKO no calentado opera a  15.6 °C ( 60 °F) y 207 kPam (30 lpcm) y el gas de éste es 89.7% CO2.  Los tanques operan a 3.45 kPam (0.5 lpcm.). La presión atmosférica es 93.1 kPaa (13.5 lpca). El agua proveniente del campo es de  3180 STm3/d (20,000 bbl/dia) y refleja 4 %peso en las sales. Determinen la cantidad del gas liberado del agua de producción en el FWKO, y los tanques de producción. El análisis tiene su inicio en determinar el CO2 en solución dentro de los separadores de producción. Éste gas de solución se determina de la Figura 2, presentada a continuación.

Figura 2 (SI). Solubilidad del CO2 en agua fresco como función de su presión parcial

Figura 2 (SI). Solubilidad del CO2 en agua fresco como función de su presión parcial

Figura 2 (FPS). Solubilidad del CO2 en agua fresco como función de su presión parcial

Figura 2 (FPS). Solubilidad del CO2 en agua fresco como función de su presión parcial

Paso 1. Determinen la cantidad de CO2 en solución dentro del agua del Separador de Campo de las Figuras 1,2. Determinen la presión parcial del CO2 en la fase de gas en este Separador cuya presión es 1380 kPam (200 lpca).  Luego lean la saturación del gas a la temperatura de separación, la cual es 15.6 °C (60 °F).  El gas de solución se observa en un nivel de  11.23 Sm3/STm3 (63 scf/bbl). Lo esencial del proceso es medir la composición de salida del Separador de Campo.

Nótese que las curvas para 0 °C (32 °F) cesan a 2069 kPam (300 lpca), 4.4 °C (40 °F) cesan a 2759 kPam (400 lpca), y 15.6 °C (60 °F) finalizan  a 4828 kPam (700 lpca) presión parcial de CO2.  Esto se observa por cuanto se condensa como líquido a presiones mayores. Ningún diseño debe contemplar la separación de estar el CO2 en fase líquida. Su densidad se aproximaría a la del crudo, así inhabilitando su separación. La curvas, en sí, no deben extrapolarse más allá de estos puntos finales; el carácter de las mismas cambian estando el CO2 en fase líquida.

No es fácil leer la saturación en los FWKO, y aun más detallado determinar la información de los tanques, de manera que un “aumento” (vista ampliada) del gráfico se ha preparado como la Figura 3. La co-ordenada “X” es ahora cero a 690 kPaa, (100 lpca) en vez de cero a 5517 kPaa (800 lpca) La co-ordenada “Y” es ahora cero a  8.92 Sm3/STm3 (50 pcs/bbl) en vez de cero a 35.66 Sm3/STm3 (200 pcs/bbl).

Figura 3 (SI). Vista Ampliada de la solubilidad del CO2 en agua fresco como función de su presión parcial

Figura 3 (SI). Vista Ampliada de la solubilidad del CO2 en agua fresco como función de su presión parcial

Figura 3 (FPS). Vista Ampliada de la solubilidad del CO2 en agua fresco como función de su presión parcial

Figura 3 (FPS). Vista Ampliada de la solubilidad del CO2 en agua fresco como función de su presión parcial

Paso 2 – La solubilidad del CO2 en el agua del FWKO se determina de la misma manera que lo efectuado para el separador de campo. La composición de este gas de salida del FWKO será la aplicada para determinar la presión parcial del CO2. En el FWKO,  2.23 Sm3/STm3 (12.5 pcs/bbl) permanece en solución.

Paso 3 – Este paso determina el gas de solución en los tanques de almacenamiento. Se asume que el gas despojado de los tanques es 100 % CO2. En la actualidad éste nivel será algo menor de 100% pero esta aproximación cumple con la certeza numérica del caso. Esta suposición resultará en un sobre-estimado del CO2 permaneciendo en solución. Observen que en los tanques de almacenamiento aun permanece 0.8 Sm3/STm3  (4.5 pcs/bbl) de CO2.

La determinación de la solubilidad del CO2, ha sido hasta este momento para el agua cristalina (fresca), pero el agua de producción contiene sales, (Na,Mg.Ca.). Un ajuste se debe lograr para cada una de estas saturaciones basadas en la temperatura de 15.6 °C (60 °F) y el porcentaje de peso de estas sales en el agua producida. Esto se logra mediante la Figura 4 la cual calcula la apropiada reducción en ésta solubilidad.

Figura 4. Corrección para la solubilidad del CO2 en la Salmuera

Figura 4. Corrección para la solubilidad del CO2 en la Salmuera

Paso 4 – Logre el ajuste para la presencia de las sales en el agua de producción aplicando el Factor de Reducción de Salinidad (SRF-FRS). El impacto de la temperatura es de magnitud mínima, de manera que solo se presentan 3 curvas. Sería complicado interpretar la gráfica si todas las correlaciones se muestran.

Tabla 1. Factor de Reducción de Salinidad – SRF  [1]

tab1

La información obtenida de los gráficos y la data del ejercicio numérico se resumen en la Tabla 2. Mediante algunos cómputos se podrían determinar los volúmenes de gas apropiados.

Tabla 2. Ejemplo de la liberación (flashing) del CO2 para 3180 STm3/d (20,000 bbl/dia) de agua, y 4% Sales

tab2

Paso 5 – Columna (D) – Someter data de la Figura 2, y Figura 3 en el renglón apropiado

Paso 6 – Columna (C) – Alimentar el SRF de la Figura 4 en el último renglón

Paso 7 – Columna (e) – Restar –  2.23 Sm3/STm3 (12.54 pcs/bbl) de 11.23 Sm3/STm3 (63 pcs/bbl) =  9 Sm3/STm3 (50.46 pcs/bbl) para calcular la cantidad de gas que se libera de solución hacia la fase de gas de los Separadores de Campo hacia el FWKO.

Paso 8 – Columna(E) – Restar 0.8 Sm3/STm3 (4.5 pcs/bbl) de 2.23 Sm3/STm3 (12.54 pcs/bbl) = 1.43 Sm3/STm3 (8.04 pcs/bbl) para obtener la cantidad de gas desprendido de solución hacia la fase de gas del FWKO hacia los tanques.

Paso 9 – Columna (F) – Multiplique  9.00 Sm3/STm3 (50.46 pcs/bbl) por 3180 STm3/d (20,000 bbl/d) = 28.58×103 Sm3/d (1009 MPCSD) para calcular la cantidad de gas a ser comprimido del FWKO.

Paso 10 – Columna (F) – Multiplique 1.43 Sm3/STm3 (8.04 pcs/bbl) por 3180 3180 STm3/d (20,000 bbl/d) = 4.56×103 Sm3/d (161 MPCSD) par calcular la cantidad de gas a ser comprimido de los tanques.

Paso 11 – Columna (G) – Multiplique las cantidades de la Columna (F) por el valor del SRF para determinar el gas ajustado por su salinidad, El gas total es 28.29×103 Sm3/d (999 MPCSD).

Data Suplemental:

Un polinomio de 2nda orden ha sido preparado para cada una de las curvas de la/s Figuras 2 ha sido preparado. Estas ecuaciones le permitirán al usuario determinar el gas de solución por cómputo en vez de la aplicación de las correlaciones gráficas. La/s Figura/s 2 pueden ser presentadas por la ecuación 1 [2].

eq1

Donde:

tab3

Conclusiones:

La combinación  de las presiones relativamente altas de Separación de Campo más alto contenido de CO2 en el gas de un proyecto de inyección (barrido – empuje) de RM del CO2 resulta en desprendimiento sustancial del CO2 del agua en el FWKO y los tanques. Esto tiene potencial de sobrepasar la carga disponible de las tuberías de acoplamiento, las Unidades de Recuperación de Vapor, más los Compresores del Gas de equilibrio (flash).

Par informarse adicionalmente sobre casos similares y como determinar el impacto del CO2 sobre las operaciones de campo, sugerimos su asistencia a nuestra sesión PF81 (CO2 Surface Facilities).

La Consultoría John M. Campbell Consulting (JMCC) ofrece sus conocimientos sobre este tema y muchos adicionales. Para mayor información sobre los servicios previstos por la JM CC, sugerimos su visita a nuestra dirección en la red al  http://petroskills.com/consulting, o nos envían correo electrónico al  consulting@PetroSkills.com.

By: Dr. Paul Carmody

Traducido al Español por: Dr.  Frank E. Ashford

Reference:

  1. Chang, Y.-B., Coats, B. K., & Nolen, J. S. (1998, April 1). A Compositional Model for CO2 Floods Including CO2 Solubility in Water. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/35164-PA.
  2. VMG Sim v8.0 (Build 85) August 2014, Thermo = “APR for Natural Gas”.