UNIVERSIDAD AUTONOMA “GABRIEL RENE MORENO” FACULTAD DE CIENCIAS EXACTAS Y TECNOLOGIA CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA OPTIMIZACIÓN EN LA ADQUISICIÓN DE DATOS PARA PRUEBA DE POZO “APLICADO AL CAMPO ROSALES POZO RSL-X1D” TRABAJO DIRIGIDO PARA OPTAR EL TITULO DE: LICENCIADO EN INGENIERÍA PETROLERA POSTULANTE : Diego Vicente Torrico Agreda ASESOR : Ing. Robert Ferrufino SANTA CRUZ – BOLIVIA Marzo - 2013 I DEDICATORIA El presente proyecto va dedicado con mucho cariño a mi esposa y mi hijo: Gabriela Cabrera K. Leonel Torrico C. También al apoyo incondicional de mi madre quien siempre confió en mí: María del Rosario Agreda Landívar. II AGRADECIMIENTOS “Gracias señor por guardar mi vida y darme fuerza día a día, para superar todas las pruebas”. Quiero agradecer a Dios por guiar mis pasos, y siempre guardar mi vida. También quiero agradecer a mi esposa Gabriela Cabrera por apoyarme, y ayudarme en todo momento. A mi mama Rosario Agreda por siempre confiar en mí, por permitir acabar mis estudios superiores, y darme el apoyo incondicional. A la compañía EXPRO GROUP BOLIVIA y Gerente Víctor Justiniano, por darme la oportunidad de trabajar, confiar en mi persona, para ser parte de este equipo de trabajo. A mis compañeros de trabajo Kevin Valverde, Rubén Añez, José Luis Sossa, Mirsa Peña, Esteban Ribero (+), Edwar Peralta por ayudarme a aprender a trabajar en la compañía, enseñarme desde lo básico y tenerme paciencia en el aprendizaje del manejo de las herramientas de trabajo y el manejo de los equipos. Agradecer a mi asesor y ex compañero de trabajo el Ing. Roberth Ferrufino, quien me ayudo desde el inicio en la compañía en el aprendizaje del manejo de los equipos, y darme el apoyo y la colaboración en el desarrollo de este proyecto. Expreso mi sincero agradecimiento a la Dirección y cuerpo Docente de la Carrera de “Ingeniería Petrolera” de la UNIVERSIDAD AUTONOMA GABRIEL RENE MORENO, en cuyas aulas recibí una enseñanza desinteresada impartida por catedráticos idóneos. Diego Vicente Torrico Agreda III INDICE GENERAL PAGINA Dedicatoria……………………………………………………………………………………………………………….. I Agradecimiento………………………………………………………………………………………………………… II Índice……………………………………………………………………………………………………………………….. III Lista de Tablas………………………………………………………………………………………………………….. IX Lista de Figura……………………………………………………………………………………………………………. X ABREVIATURAS………………………………………………………………………………………………………..… XII RESUMEN………………………………………………………………………………………………………………….. XV INTRODUCCION…………………………………………………………………………………………………….….. XVI CAPÍTULO I PROGRAMA DE ANALISIS PARA PRUEBA DE POZO 1.1 Introducción………………………………………………………………………………………………………….. 1 1.2 Reseña Histórica……………………………………………………………………………………………………. 1 1.3 Análisis y Gestión para prueba de pozo…………………………………………………………………. 2 1.3.1 Programas óptimos de análisis para prueba de pozo……………………………….…. 3 1.3.2 Selección de pozos para tratamiento de estimulación…………………….…………. 3 1.3.3 Proceso de caracterización de un reservorio…………………………………………….… 3 IV CAPÍTULO II TIPOS DE PRUEBA DE FLUJO 2.1 Introducción………………………………………………………………………………………………………… 8 2.2 Objetivos de una prueba de pozo………………………………………………………………………… 8 2.3 Información obtenida de una prueba de pozo…………………………………………………….. 9 2.3.1 Información obtenida de la producción del pozo……………………………………. 9 2.3.2 Información descriptiva del yacimiento…………………………………………………… 9 2.4 Etapas de un pozo para realizar una prueba de pozo…………………………………………… 9 2.4.1 Antes de la terminación (Completamiento)……………………………………………. 9 2.4.2 Post - Terminación………………………………………………………………………………….. 10 2.4.3 Pre - Estimulación y Post - Estimulación………………………………………………….. 10 2.4.4. Modificación en las condiciones en el estado mecánico del Pozo……………. 10 2.4.5 Evaluación periódica……………………………………………………………………………….. 10 2.4.6 Implementación de un programa de recuperación mejorada…………………. 10 2.5 Planificación de una prueba de pozo…………………………………………………………………… 11 2.6 Descripción de una prueba de pozo……………………………………………………………………. 11 2.7 Operación preliminar - Limpieza (Clean - up)……………………………………………………… 12 2.7.1 Objetivos de una limpieza………………………………………………………………………. 13 2.7.2 Retorno de fluidos / material durante el flujo limpieza…………………………… 13 2.7.3 La importancia de la limpieza…………………………………………………………………. 13 2.7.4 Finalización de la etapa de Limpieza………………………………………………………. 14 2.8 Tipos de prueba…………………………………………………………………………………………………… 15 2.8.1 Prueba Drawdown (Apertura de flujo)……………………………………………………. 16 2.8.2 Prueba Límite de reservorio…………………………………………………………………… 16 2.8.3 Pruebas Build - up (Cierre de flujo)………………………………………………………... 16 2.8.4 Prueba potencial…………………………………………………………………………………….. 17 2.8.5 Prueba de índice de productividad………………………………………………………….. 17 2.8.6 Prueba de flujo abierto para pozos de gas………………………………………………. 18 2.8.7 Pruebas de contrapresión………………………………………………………………………… 19 2.8.8 Prueba convencional de contrapresión (Flujo tras Flujo)…………………………. 20 V 2.8.9 Prueba Isocronal……………………………………………………………………………………… 21 2.8.10 Prueba isocronal modificado…………………………………………………………………… 21 2.8.11 Prueba de flujo de apertura absoluta - AOF…………………………………………….. 22 CAPITULO III EQUIPOS PARA PRUEBA DE POZO 3.1 Introducción……………………………………………………………………………………………………….. 25 3.2 Especificaciones de los equipos………………………………………………………………………….. 25 3.2.1 Especificaciones API-6 para equipos de alta presión………………………………. 26 3.2.2 Especificación ANSI B 31.3 para tuberías……………………………………………….. 26 3.2.3 Código ASME para tanques de presión y caldera…………………………………… 26 3.3 Equipos de control de flujo……………………………………………………………………………….. 27 3.3.1 Cabezal de prueba de superficie……………………………………………………………. 27 3.3.2 Junta Rígida (Stiff Joint)………………………………………………………………………… 28 3.3.3 Válvula cheque…………………………………………………………………………………….. 28 3.3.4 Válvula maestra inferior……………………………………………………………………….. 29 3.3.5 Válvula de seguridad en superficie (SSV)………………………………………………. 29 3.3.6 Sistema de cierre de emergencia - ESD…………………………………………………. 30 3.3.7 Manguera Coflexip………………………………………………………………………………. 30 3.3.8 Tuberías……………………………………………………………………………………………… 32 3.3.8.1 32 3.3.9 Espesor mínimo de tubería………………………………………………….. Data Header………………………………………………………………………………………. 34 3.3.10 Choque Manifold……………………………………………………………………………….. 34 3.3.10.1 Choque ajustable………………………………………………………………… 36 3.3.10.2 Choque fijo………………………………………………………………………….. 37 3.3.10.3 Problemas asociados con el choque…………………………………….. 38 3.4 Equipos de control de proceso……………………………………………………………………….. 39 3.4.1 Calentador ("Heater")………………………………………………………………………… 39 VI 3.4.2 Parámetros de diseño del calentador…………………………………………………. 41 3.4.3 Separador………………………………………………………………………………………….. 43 3.4.3.1 Clasificación y descripción de los separadores…………………….. 44 3.4.3.2 Fundamentos para la separación mezcla gas - líquido………….. 48 3.4.3.3 Componentes de un separador……………………………………………. 48 3.4.3.4 Estimación del tamaño y capacidad de los separadores……….. 50 3.5 Equipos de disposición de fluidos……………………………………………………………………. 55 3.5.1 Tanques…………………………………………………………………………………………….. 55 3.5.1.1 Tanque presurizado…………………………………………………………….. 55 3.5.1.2 Tanque atmosférico……………………………………………………………. 56 3.5.2 Bombas de transferencia………………………………………………………………….. 57 3.5.3 Quemadores y lanzas……………………………………………………………………….. 57 3.6 Laboratorio de prueba de pozo…………………………………………………………………….. 59 3.6.1 Análisis de BS&W……………………………………………………………………………… 59 3.6.2 Análisis de la salinidad del agua……………………………………………………….. 60 3.6.2.1 Refractómetro………………………………………………………………….. 60 3.6.2.2 Por titulación………………………………………………………………………… 60 3.6.3 Medición de la gravedad específica del gas…………………………………………. 62 3.6.4 Medición de los grados API del petróleo……………………………………………… 62 3.6.5 Medición de H2S y CO2………………………………………………………………………. 63 CAPITULO IV ECUACIONES DE FLUJO, METODOS DE ANALISIS Y MEDICIONES DE FLUJO DE GAS, PETRÓLEO Y AGUA. 4.1 Introducción……………………………………………………………………………………………………… 64 4.2 Flujo laminar en estado estable (Steady - State)……………………………………………….. 64 4.3 Flujo turbulento en estado estable (Steady - State)…………………………………………... 69 4.4 Flujo en estado pseudo - estable (Pseudo - Steady - State)………………………………… 70 VII 4.5 Métodos de análisis de prueba………………………………………………………………………….. 73 4.5.1 Método simplificado………………………………………………………………………………. 74 4.5.2 Método Jones Blount and Glaze……………………………………………………………. 79 4.5.3 Método de análisis Lit…………………………………………………………………………… 79 4.6 Mediciones del flujo de gas……………………………………………………………………………… 80 4.6.1 Elementos de un medidor de orificio…………………………………………………….. 82 4.6.2 Principios de la operación en la medición de flujo de gas……………………… 83 4.6.3 Calculo del caudal de gas a través de la presión estática y diferencial……. 85 4.6.4 Minimizando errores……………………………………………………………………………. 95 4.6.5 Calculo del caudal de gas a través del choque………………………………………. 97 4.6.6 Medición del flujo de petróleo…………………………………………………………….. 99 4.6.6.1 Para la medición del flujo a través de tanque………………………… 105 4.6.6.2 Para la medición del flujo a través de un medidor…………………. 105 4.6.7 Medición del flujo de agua………………………………………………………………….. 107 CAPITULO V APLICACIONES DE LA ADQUISICIÓN DE DATOS PARA UNA PRUEBA DE POZO. 5.1 Antecedentes……………………………………………………………………………………………………. 110 5.2 Datos del Pozo………………………………………………………………………………………………….. 111 5.3 Objetivos de la operación………………………………………………………………………………….. 111 5.4 Detalles del programa operativo……………………………………………………………………….. 112 5.4.1 En campo………………………………………………………………………………………………. 112 5.4.2 Limpieza y desplazamiento del fluido de perforación…………………………….. 113 5.4.3 Evaluación a pozo cerrado…………………………………………………………………….. 113 5.4.4 Apertura del pozo…………………………………………………………………………………. 114 5.4.5 Flujo de limpieza…………………………………………………………………………………… 114 VIII 5.4.6 Periodo de Cierre (Build up)………………………………………………………………….. 114 5.4.7 Flujo tras flujo………………………………………………………………………………………. 115 5.4.8 Periodo de Cierre final………………………………………………………………………….. 115 5.4.9 Desmontaje de equipos………………………………………………………………………. 116 5.5 Resultados e informe final de la prueba de pozo……………………………………………… 116 CONCLUSIONES…………………………………………………………………………………………………….. 132 RECOMENDACIONES…………………………………………………………………………………………….. 133 BIBLIOGRAFIAS…………………………………………………………………………………………………….. 134 ANEXO A – TABLAS……………………………………………………………………………………………….. 135 ANEXO B – GRAFICAS……………………………………………………………………………………………. 144 ANEXO C – FIGURAS……………………………………………………………………………………………… 149 IX LISTA DE TABLAS Pagina Tab. 1 Ventajas y desventajas entre separadores horizontales, verticales y esféricos……………. 44 Tab. 2 Valores de coeficientes de separación…………………………………………………………………………… 54 Tab.3 Valores del tiempo de retención en los separadores……………………………………………………. 54 Tab.4 Factor de conversión para el flujo de gas……………………………………………………………………... 88 Tab.5 Calculo de la producción de gas en la etapa de limpieza, pozo RSL - X1D……………………… 115 Tab.6 Calculo de la producción de gas en la etapa flujo tras flujo, pozo RSL - X1D………………….. 116 Tab.7 Equipos mecánicos y digitales para la medición de parámetros……………………………………. Tab.8 Carta para el cálculo del choque equivalente…………………………………………………………………. 120 Tab.9 Resumen de los resultados de la prueba de pozo………………………………………………………….. 121 119 Tab.10 Resultados del cálculo de flujo de gas……………………………………………………………………………. 125 Tab.11 Cálculo del factor básico de orificio, Fb.………………………………………………………………………… 136 Tab.12 Cálculo del factor temperatura de flujo, Ftf………………………………………………………………….. 137 Tab.13 Cálculo del factor de Supercompresibilidad, Fpv………………………………………………………….. 138 Tab.14 Cálculo del factor de expansión, Y2………………………………………………………………………………. 140 Tab.15 Cálculo del factor de gravedad especifica, Fg…………………………………………………………………. 141 Tab.16 Cálculo de los grados API a 60 ºF……………………………………………………………………………………. 142 X LISTA DE FIGURA CAPITULO I PROGRAMA DE ANALISIS PARA PRUEBA DE POZO pag. Fig. 1.1 Programa lógico de análisis y adquisición de datos para prueba de pozo………….. 9 Fig. 1.2 Selección de pozos para un tratamiento optimo……………………………………………….. 11 Fig. 1.3 Diagrama de flujo de caracterización del sistema de reservorio……………………….. CAPITULO II 12 TIPOS DE PRUEBA DE FLUJO Fig. 2.1 Secuencia de apertura y cierre de flujo en prueba de pozo……………………………….. 17 Fig. 2.2 Secuencia de fase durante la limpieza……………………………………………………………….. 20 Fig. 2.3 Presión y caudal vs tiempo en la apertura de flujo……………………………………………. 21 Fig. 2.4 Presión y caudal vs tiempo en el cierre de flujo………………………………………………… 22 Fig. 2.5 Prueba flujo tras flujo……………………………………………………………………………………….. 25 Fig. 2.6 Prueba isocronal………………………………………………………………………………………………. 26 Fig. 2.7 Prueba isocronal modificado……………………………………………………………………………. 27 Fig. 2.8 Prueba de flujo de apertura absoluta (AOF)……………………………………………………… 28 CAPITULO III EQUIPOS PARA PRUEBA DE POZO Fig. 3.1 Esquema de la cabeza de flujo………………………………………………………………………….. 32 Fig. 3.2 Junta rígida……………………………………………………………………………………………………….. 33 Fig. 3.3 Válvula cheque…………………………………………………………………………………………………. 33 Fig. 3.4 Esquema de la SSV……………………………………………………………………………………………. 34 Fig. 3.5 Esquema de cierre del sistema ESD…………………………………………………………………… 35 Fig. 3.6 Manguera coflexip……………………………………………………………………………………………. 36 Fig. 3.7 Esquema interno de la manguera coflexip……………………………………………………….. 36 Fig. 3.8 Identificación de presión y el tipo de servicio de las tuberías…………………………… 37 Fig. 3.9 Data Header…………………………………………………………………………………………………….. 39 Fig. 3.10 Esquema del choque manifold de 4 y 5 válvulas………………………………………………. 40 Fig. 3.11 Esquema del choque ajustable (Apertura, cierre y sus componentes)……………… 41 Fig. 3.12 Esquema de un choque fijo……………………………………………………………………………… 42 Fig. 3.13 Esquema de un calentador indirecto………………………………………………………………. 45 Fig. 3.14 Esquema de la relación de temperaturas del calentador…………………………………. 48 Fig. 3.15 Esquemas de un sistema de separación en etapas…………………………………………… 48 Fig. 3.16 Esquema de un separador vertical y horizontal………………………………………………… 51 XI Fig. 3.17 Separación por gravedad………………………………………………………………………………….. 52 Fig. 3.18 Separación por fuerza centrifuga……………………………………………………………………… 53 Fig. 3.19 Separación por choque…………………………………………………………………………………….. 53 Fig. 3.20 Vista en corte de un separador…………………………………………………………………………. 54 Fig. 3.21 Esquema de un tanque presurizado…………………………………………………………………. 61 Fig. 3.22 Esquema de un tanque atmosférico…………………………………………………………………. 61 Fig. 3.23 Análisis de BS&W…………………………………………………………………………………………….. 64 Fig. 3.24 Hidrómetro y la medición de los grados ºAPI…………………………………………………….. 67 Fig. 3.25 Bomba manual y medición de H20 y CO2………………………………………………………….. 68 CAPITULO IV ECUACIONES DE FLUJO, METODOS DE ANALISIS Y MEDICIONES DE FLUJO DE GAS, PETRÓLEO Y AGUA. Fig. 4.1 Régimen de flujo estable…………………………………………………………………………………… 70 Fig. 4.2 Variación isotérmica de µZ con respecto a la presión……………………………………….. 73 Fig. 4.3 Régimen de flujo pseudo estable (Semi estable)………………………………………………. 76 Fig. 4.4 Análisis simplificado de prueba………………………………………………………………………… 80 Fig. 4.5 Análisis simplificado para un caudal estabilizado…………………………………………….. 81 Fig. 4.6 Análisis metodo Jones, Blount and Glaze………………………………………………………… 83 Fig. 4.7 Esquema de un medidor de orificio Daniel sénior y un registrador de presión diferencial Barton……………………………………………………………………………………………. 86 Fig. 4.8 Esquema de los straightening vanes……………………………………………………………….. 88 Fig. 4.9 Esquema del comportamiento de la presión en la medición del caudal del gas. 89 Fig. 4.10 Esquema de un registrador de presión Barton……………………………………………….. 91 Fig. 4.11 Esquema de un elemento de presión estática………………………………………………… 92 Fig. 4.12 Relación de presión a través del choque………………………………………………………… 103 CAPITULO V APLICACIÓN DE LA ADQUISICION DE DATOS PARA UNA PRUEBA DE POZO Fig. 5.1 Diagrama de la ubicación de los equipos, pozo RSL - X1D………………………………. 122 Fig. 5.2 Parámetros de la etapa de flujo de limpieza………………………………………………….. 131 Fig. 5.3 Parámetros de pozo cerrado………………………………………………………………………….. 133 Fig. 5.4 Parámetros de la etapa flujo tras flujo…………………………………………………………… 134 Fig. 5.5 Parámetros de la segunda etapa de cierre de flujo……………………………………….. 135 Fig. 5.6 Parámetros del flujo extendido…………………………………………………………………….. 136 Optimización en la adquisición datos para prueba de pozo. U.A.G.R.M. ABREVIATURAS µ : Viscosidad A : Área A.G.A. : Asociación del Gas Americano. ANSI : Instituto Nacional Americano de Normalización. AOF : Potencial de flujo de apertura absoluta. API : Medida de la densidad del petróleo. API : Instituto de petróleo americano. ASME : Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos. Bbl : Barriles. Bo : Factor volumétrico del petróleo. BOPD : Barriles de petrolero por día. BS&W : Basic sediment and water (Muestra de sedimento y agua) Build-up : Cierre de flujo C : Coeficiente numérico. CA : Corrosión permitida. Ck : Choque. Clean - up : Limpieza. CO2 : Dióxido de carbono. D : Diámetro externo de tubería. Data Book : Carpeta de documentación. Drawdown : Apertura de flujo. DST : Drill Stem test (Arreglo temporal de pozo). E : Factor de calidad. ESD : Sistema de cierre de emergencia. f : Factor de medición. Fb : Factor básico de orificio. Fg : Factor de gravedad especifica. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA XII Optimización en la adquisición datos para prueba de pozo. Fpv : Factor de Supercompresibilidad. Fr : Factor de número de Reynolds. Fu : Factor de conversión de unidades. GOR : Relación gas petróleo. h : Entalpia. H2S : Acido sulfhídrico. HCF : Factor de corrección hidráulica. hw : k : Kg : Ko : Kw : L : m (p) : MD : MMCF/D : n : NACE : NetVol.H2O: NetVolSTP : Omcf : Pf : Pfw : Pi : ppg : ppm : PR : Psia : PVT : Qsc : r : re : rp : RSL : S : SG : Shr : SSV : U.A.G.R.M. Presión diferencial. Factor de separación. Permeabilidad efectiva del gas. Permeabilidad efectiva del petróleo. Permeabilidad efectiva al agua. Longitud. Pseudopresion. Profundidad medida. Millones de pies cúbicos por día. Exponente numérico. Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión. Flujo neto de agua. Volumen neto de petróleo a condiciones estándares. Factor de corrección por medición. Presión estática. Presión fluyente. Presión inicial de yacimiento. Libras por galón. Parte por millón. Presión promedio del reservorio. Libras por pulgadas al cuadrado absolutas. Presión volumen Temperatura. Caudal a condiciones estándar. Radio de investigación. Radio de drene. Radio de pozo. Pozo rosales Daño a la formación. Gravedad Específica. Factor de encogimiento. Surface safety valve (Válvula de seguridad de superficie). Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA XIII Optimización en la adquisición datos para prueba de pozo. STT t T Ttf TVD V Vcf Vr W WHP WLT WMcf WSHR Y Y2 z : : : : : : : : : : : : : : : : U.A.G.R.M. Surface test tree (Cabeza de flujo). Tiempo. Temperatura. Factor de temperatura. Profundidad vertical. velocidad Factor de conversión de volumen por temperatura. Volumen de petróleo observado en el registrador o el tanque. Capacidad del líquido. Well head Pressure (Presión en cabeza del pozo). Temperatura línea de agua. Factor de corrección del registro de agua. Factor de encogimiento del agua. Coeficiente de temperatura. Factor de expansión. Factor de Supercompresibilidad. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA XIV Optimización en la adquisición datos para prueba de pozo. U.A.G.R.M. RESUMEN En el desarrollo de un reservorio desde el inicio de la recuperación, cada molécula de hidrocarburo se convierte en lo más importante. Para asegurarse el mejor retorno posible, no solo en términos de los factores comerciales, aunque este factor este claramente controlado, es importante entender tanto como fuese posible el reservorio. Este siempre es un problema conceptual ya que no podemos físicamente mirar el reservorio en cuestión. Afortunadamente, el instinto pionero y mentes curiosas de la humanidad han desarrollado algunas técnicas ingeniosas para ayudar a obtener datos valiosos que en a su vez desarrolla una imagen descriptiva o modelo simulado del reservorio en cuestión. Las técnicas, tales como: adquisición de datos sísmicos, registros de línea eléctrica, análisis de muestra, análisis PVT y pruebas de pozos para nombrar unos pocos se han convertido en las ciencias en sí mismas y producen todos datos valiosos que ayudan a construir el modelo de yacimiento simulado. La prueba de pozo es diferente de la mayoría de las técnicas, ya que requiere que el reservorio se encuentre en un estado dinámico opuesto a un estado estático, con el fin de provocar las respuestas necesarias, para el modelado matemático del reservorio. El propósito de este proyecto es entender la metodología de las pruebas de pozo, las técnicas de interpretación asociadas y la adquisición de datos a través de los diferentes equipos necesarios para realizar una prueba de pozo. Una prueba de pozo es la medición, bajo condiciones controladas, de todos los factores relacionados a la producción de petróleo, gas, y agua desde un pozo. Los datos adquiridos de una prueba de pozo son usados para determinar las capacidades del reservorio. Los encargados de realizar la prueba de pozo tienen la responsabilidad de proveer los datos de forma completa y precisa del desarrollo del pozo. Dado que el propósito de las pruebas de pozos consiste en reunir información, los equipos de prueba de pozo, proveerán los medios necesarios para obtener los datos esenciales tales como: 1. 2. 3. 4. 5. Presiones Temperaturas Volúmenes de producción Caudales de gas, petróleo y agua. Muestras de fluidos producidos. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA XV Optimización en la adquisición datos para prueba de pozo. U.A.G.R.M. INTRODUCCION En la industria petrolera, después del descubrimiento de un reservorio, resulta como objetivo principal el análisis y descripción del mismo para su posterior desarrollo, por tal motivo se realizan diferentes técnicas para su descripción, entre ellas se encuentra la prueba de pozo, la cual nos proporciona información en estado dinámico. Las pruebas en los pozos de crudo y gas se realizan en varias etapas de la perforación, la completación y la producción. Los objetivos de la prueba en cada etapa abarcan desde la simple identificación de los fluidos producidos y la determinación de la disponibilidad del reservorio para la identificación de características complejas de reservorio. Durante una prueba de pozo, una respuesta de la presión transitoria es un cambio temporal de la producción de pozo. La respuesta del pozo es generalmente monitoreado durante un periodo relativamente corto de tiempo en comparación con la vida del reservorio. Los objetivos de las prueba de pozo en el rango de cada etapa, van desde la simple identificación de los fluidos producidos hasta la determinación de la capacidad de entrega en reservorios de caracterización compleja. Para el desarrollo de una prueba de pozo se necesita diferentes equipos, para el control del pozo, la medición de los datos, procesamiento disposición y análisis de los fluidos del pozo. La exacta combinación de los componentes necesarios para lograr las metas es dependiente de las condiciones del pozo y los requerimientos de la prueba. Para una prueba de pozo se necesita diferentes herramientas de fondo y equipos de superficie, en el presente proyecto se nombrara los diferentes equipos de superficie, sus normas de fabricación, los principios con los cuales fueron creados, según su función dentro de la prueba de pozo. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA XVI Cap. I: Programa de análisis para prueba de pozo U.A.G.R.M. CAPITULO I PROGRAMA DE ANALISIS PARA PRUEBA DE POZO 1.1 INTRODUCCION El análisis de la prueba de pozo es una rama de la ingeniería de reservorio. La información derivada de las pruebas transitorias de flujo y presión sobre condiciones de reservorio “in-situ” es importante en varias fases de la ingeniería petrolera. El ingeniero de reservorio debe tener suficiente información sobre la condición reservorio/pozo y las características para analizar adecuadamente el desempeño del reservorio y proveer la futura producción en varios modos de operación. El ingeniero de producción debe conocer la condición de los pozos de inyección y producción para persuadir el mejor rendimiento posible del reservorio. Las presiones son los datos más valiosos y útiles en ingeniería de yacimientos. Directamente o indirectamente, ellos entran dentro de todas las fases de los cálculos de ingeniería de yacimiento. Por lo tanto la determinación precisa de los parámetros del reservorio es muy importante. En general, el análisis de la prueba de pozo es conducido para satisfacer los siguientes objetivos: Obtener parámetros del reservorio. Determinar si toda la longitud perforada del pozo es también una zona productora. Estimar el factor “Skin” o el daño relacionado a la perforación o terminación (completación) de un pozo de gas. 1.2 RESEÑA HISTÓRICA. El primer análisis fue basado en el aplicable método empírico para desarrollar reservorios de alta permeabilidad y porosidad por Schellherdt y Rawlins, “Back-Pressure Data on Natural Gas Wells and Their Applicationto Production Practices” Monografía. Este método hoy en día es conocido como el método de cuatro puntos. El cuadrado de la presión promedio de reservorio menos el cuadrado de la presión fluyente es graficado versus los caudales de flujo respectivo en un papel Log-Log[( ̅ ) ]. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 1 Cap. I: Programa de análisis para prueba de pozo U.A.G.R.M. El máximo caudal es leído a la presión igual a la presión promedio del reservorio después que una línea recta es dibujada a través de los puntos de prueba para los cuatro caudales de flujo semi estabilizado. Más tarde, más métodos prácticos de prueba fueron desarrollados. Estos incluyen la prueba isocronal y la prueba isocronal modificada. Tales pruebas han sido usadas extensivamente por la Industria del Gas. Más recientemente las pruebas transitorias de presión y flujo han sido desarrolladas y usadas para determinar las características de flujo de los pozos. El desarrollo de los pozos de gas aun los más estrictos era común durante la década de 1950 y la fractura con grandes cantidades de arena era de rutina. Diferencia de presión en el área de drenaje a menudo era grande. En 1966, un grupo de ingenieros trabajando con Russell, Shell Oil, publico artículos usando ecuaciones de flujo básico aplicable a todos los pozos de gas, independientemente de la permeabilidad y fracturas usados por los operadores. El estado de la técnica fue resumida en 1967 en “Pressure Build up and Flow Tests in Wells” por Matthews and Russell, Monografía SPE, Henry L. Doherty Earlougher volvió a revisar el estado de la técnica en 1977 en “Advances in Well Test Analysis” en monografías SPE. Un libro fue publicado en 1975 cubriendo diferente aspectos del análisis transitorio de flujo y presión. El análisis de datos de presión para pozos de gas fracturados ha recibido especial atención por el número de pozos que han sido estimulados por técnicas de estimulación hidráulica. Referencias han sido presentadas un resumen del trabajo hecho hacia los pozos fracturados en 1962 y 1978. Las técnicas de medición de presión se mejoraron notablemente con la introducción del medidor electrónico de presión en 1970. El medidor electrónico es de mejor precisión y resolución que los medidores mecánicos tipo Amerada que utilizan el tubo Bourdon; de tal forma, que las mediciones se pueden efectuar a intervalos de pocos segundos, permitiendo tomar hasta decenas de miles de puntos que van a contribuir a identificar el sistema pozo-yacimiento durante el proceso de análisis e interpretación de la prueba. 1.3 ANALISIS Y GESTION PARA PRUEBA DE POZO. A lo largo de la vida de un pozo, desde la exploración hasta el abandono, suficiente datos de prueba de pozo son recolectados para describir la condición del pozo y su comportamiento. Se hace hincapié en que los profesionales multidisciplinarios tengan que trabajar como un equipo integrado para desarrollar e implementar programas de gestión de datos en prueba de pozo. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 2 Cap. I: Programa de análisis para prueba de pozo 1.3.1 U.A.G.R.M. PROGRAMAS ÓPTIMOS DE ANALISIS PARA PRUEBA DE POZO. La medición de la presión de fondo inicial debe ser medida, preferentemente a cada pozo. Además se encontró que es beneficioso medir la presión en todos los pozos por lo menos cada 2 a 3 años para ayudar en la calibración de los modelos de yacimiento. Esto es esencial para establecer la especificación de Que y Cuanto datos de prueba de pozo se necesita para ser reunidos y los procedimientos y la frecuencia a ser seguida. Una lógica, metódica, y secuencial adquisición de datos de prueba de pozo y programa de análisis es mostrado en la figura 1.1. 1.3.2 SELECCIÓN DE POZOS PARA TRATAMIENTO DE ESTIMULACION. La clave para determinar si un pozo es o no un buen candidato para el tratamiento de estimulación es diagnosticar al pozo para encontrar la causa de su baja productividad. Build-up*, drawdown**, or drill-stem tests***, Análisis de muestra y otra información puede ser usado para complementar. Después del diagnostico, el tratamiento de estimulación optima del pozo, cualquier pequeño o masivo fractura miento hidráulico puede ser diseñado para el pozo (fig. 1.1). A continuación diferentes conjuntos de diseño de cálculos para evaluar el comportamiento Pozo/Reservorio y evaluar los parámetros del reservorio, la calidad y los esfuerzos de estimulación para optimizar los métodos de completación para mejorar la recuperación del hidrocarburo y maximizar la pre factibilidad (fig. 1.2). 1.3.3 PROCESO DE CARACTERIZACION DE UN RESERVORIO. Un eficiente programa de análisis y adquisición de datos de una prueba de pozo requiere un cuidadoso plan, diseño, conducción y evaluación. La siguiente figura 1.3 indica las actividades generales para la descripción del reservorio. La medición de análisis de muestra seleccionada por el geólogo provee los datos para la identificación preliminar de los tipos de roca reservorio. Los resultados de la prueba de pozo usando varias técnicas fueron razonables comparados con los datos geológicos y de muestra conocidas. Varios estudios de simulación pueden ser usados para la prueba del modelo físico en contra de la presión de producción. El mayor objetivo es optimizar la recuperación de gas y petróleo a través de la caracterización del sistema del reservorio (fig.1.3) * Prueba de Restitución de Presión (Cierre), ** Prueba de Apertura de Flujo, *** Prueba de arreglo temporal Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 3 Cap. I: Programa de análisis para prueba de pozo U.A.G.R.M. Plan, Justificación, Tiempo, y Prioridades Diseño, Realización, y Análisis. Antes de La Producción Durante La Producción Datos de Fluido Prueba de Pozo Prueba de Pozo Producción Inyección Especial Figura 1.1 Programa lógico de análisis y adquisición de datos para prueba de pozo.1 1 AMANAT U. CHAUDHRY, Gas Well Testing Handbook, Pag. 3, Houston – Texas (EE.UU.), 2003. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 4 Cap. I: Programa de análisis para prueba de pozo U.A.G.R.M. Evaluar Comportamiento y Condición Pozo/Reservorio Calcular Daño de Pozo o Efecto “Skin”, Relación de Condición o Eficiencia de Flujo Usar Técnicas de Prueba de Pozo, Análisis de muestra, Datos de Pozo compensador y otra información Determinar Causas de Baja Productividad A Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 5 Cap. I: Programa de análisis para prueba de pozo U.A.G.R.M. A Tomar Medidas diferentes para incrementar las Producción Resultado de Baja Permeabilidad Presión Depletada La Permeabilidad de El Pozo En todo el reservorio Del Reservorio Diseño adecuado para tratamiento de fracturamiento Usar Métodos mejorados de Prueba de pozo Figura 1.2 Selección de pozos para un tratamiento optimo.2 2 AMANAT U. CHAUDHRY, Gas Well Testing Handbook, Pag. 3, Houston – Texas (EE.UU.), 2003. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 6 Cap. I: Programa de análisis para prueba de pozo U.A.G.R.M. Caracterización del Reservorio Tipos de actividades generales en la descripción del Reservorio Estudios de Roca Litología Origen depositado Estudio de roca reservorio Estudios de trabajo de estilo estructural Estructura Continuidad Tendencia del espesor bruto Análisis de muestra Estudios de la Calidad del Reservorio Perfil de Calidad Tendencia del espesor neto Prueba de Pozo Estudios de Integración Volumen de poro Transmisibilid ad Historia de producción y presión Métodos de análisis de presión y flujo Figura 1.3 Diagrama de flujo de caracterización del sistema de reservorio.3 3 AMANAT U. CHAUDHRY, Gas Well Testing Handbook, Pag. 3, Houston – Texas (EE.UU.), 2003. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 7 Cap. II: Tipos de prueba de flujo U.A.G.R.M. CAPITULO II TIPOS DE PRUEBA DE FLUJO 2.1 INTRODUCCION Las pruebas de pozo es una rama de la industria petrolera, donde siempre se la ha realizado y es una de las más importantes para el desarrollo del yacimiento, a continuación se indica un concepto de la prueba de pozo: “La prueba de pozo es la perturbación de un yacimiento con la finalidad de conocer por medio de equipos en superficie y fondo, la capacidad volumétrica de Petróleo, Gas y Agua, además de las características y propiedades del yacimiento y los fluidos contenidos” 2.2 OBJETIVOS DE UNA PRUEBA DE POZO. Una prueba de pozo percibe 2 objetivos principales: Determina la capacidad de Producción de un pozo. Determina las Propiedades del Yacimiento. Dentro de las propiedades del yacimiento, tenemos varios objetivos importantes durante una prueba de pozo: Presión Inicial de yacimiento (Pi). Presión de Pozo Fluyente (Pwf). Permeabilidad efectiva de Gas, Aceite y Agua (Kg, Ko, Kw). Daño de Formación (S). Radio de Investigación, (r). Características de los fluidos (°API, SG, H2S, CO2). La prueba de pozo es la única técnica que examina en condiciones dinámicas una parte significante del yacimiento. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 8 Cap. II: Tipos de prueba de flujo 2.3 U.A.G.R.M. INFORMACION OBTENIDA DE UNA PRUEBA DE POZO. La información obtenida de una prueba de pozo se la clasifica en dos tipos: De Producción. Descriptiva (Yacimiento). 2.3.1 INFORMACION OBTENIDA DE LA PRODUCCION DEL POZO. La siguiente información nos provee: Identificar fluidos producidos y determinar sus respectivas proporciones de volumen. Medir la presión y la temperatura del yacimiento. Obtener muestras convenientes para el análisis PVT. Determinar la capacidad del pozo. Evaluar la eficiencia del Completamiento. Caracterizar el daño del pozo. Evaluar el tratamiento de estimulación o reacondicionamiento del pozo. 2.3.2 INFORMACION DESCRIPTIVA DEL YACIMIENTO. La siguiente información nos permite: 2.4 Evaluación de parámetros de yacimiento. Caracterización de la heterogeneidad de yacimiento. Evaluación de la extensión/límites de la geometría del yacimiento. Determinación de la comunicación hidráulica entre pozos. ETAPAS DE UN POZO PARA REALIZAR UNA PRUEBA DE POZO. La prueba de pozo se la realiza en diferentes etapas de un pozo con diferentes necesidades. A continuación diferentes etapas en la vida de un pozo para realizar una prueba de flujo. 2.4.1 ANTES DE LA TERMINACIÓN (COMPLETAMIENTO). Para auxiliar en la decisión del programa de Completamiento. Normalmente una prueba con DST (Arreglo temporal de prueba) es ejecutada. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 9 Cap. II: Tipos de prueba de flujo 2.4.2 U.A.G.R.M. POST – TERMINACIÓN. Una vez que el pozo haya sido completado, un Build up (Cierre de flujo), un Drawdown (apertura de flujo) o una prueba de productividad puede ser ejecutada para evaluar las condiciones del pozo/yacimiento y definir así las características del influjo (Evaluar la eficiencia de la Completamiento). 2.4.3 PRE – ESTIMULACIÓN Y POST – ESTIMULACIÓN. Tratamientos de estimulación (acidificación o fracturamiento) muchas veces son aplicados a pozos para mejorar su desempeño. Normalmente una prueba de pozo (típicamente un Build up*) es ejecutada antes del tratamiento para evaluar la necesidad de la estimulación y después del tratamiento para estimar su eficacia (S**). 2.4.4 MODIFICACIÓN EN LAS CONDICIONES EN EL ESTADO MECANICO DEL POZO. Siempre que una modificación operacional ocurra, Por ejemplo: Reacondicionamiento de Pozo Instalación de un sistema de levantamiento (Gas Lift, ESP, etc.). Es necesario probar el pozo antes y después de aquella modificación para evaluar la efectividad o cualquier problema que se halla presentado. 2.4.5 EVALUACION PERIODICA. Pruebas periódicas para monitoreo de producción y condiciones de yacimiento (Fin contractual o Fiscal). 2.4.6 IMPLEMENTACION DE UN PROGRAMA DE RECUPERACION MEJORADA. Ej.: Pozos deben ser convertidos de productores a inyectores. (Inyección de Agua) Inyección CO2 / Vapor / Polímeros. La prueba debe ocurrir tanto antes como después que los fluidos son inyectados. * Prueba de Restitución de Presión (Cierre), ** Daño a la formación. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 10 Cap. II: Tipos de prueba de flujo 2.5 U.A.G.R.M. PLANIFICACIÓN DE UNA PRUEBA DE POZO. Una vez que la Compañía Operadora decidió que la Prueba de Pozo debe ser hecha y los objetivos fueron planificados, entonces los siguientes elementos llave deben ser parte del Plan (Programa) de Prueba. 2.6 Programa de Pruebas. Diseño Mecánico (Requerimientos de Equipos). Instrumentación. Requerimientos de Muestreo. Reportes de Prueba de Pozo. DESCRIPCIÓN DE UNA PRUEBA DE POZO. Durante una prueba de pozo, una respuesta transitoria de presión es creada por un cambio temporal en el caudal de producción. La respuesta del pozo es usualmente monitoreada durante un periodo relativamente corto de tiempo comparado a la vida del reservorio, dependiendo a los objetivos del pozo. Para la evaluación del pozo, las pruebas son frecuentemente conseguidas en menos de dos días. En caso de prueba de límite de reservorio, varios meses de datos de presión pueden ser necesarios. En la mayoría de los casos, el caudal de flujo es medido en superficie mientras la presión es grabada en fondo de pozo. Antes de la apertura, la presión inicial pi es constante y uniforme en el reservorio. Durante el tiempo de flujo, la presión de apertura responde a una caída de presión expresado: ( )( ) (2.1) Cuando el pozo es cerrado, la presión de cierre cambia la caída de presión ) es estimada desde la última presión de flujo ( ( ) Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA ( )( ) , esta (2.2) 11 U.A.G.R.M. Caudal, q Presión, p Cap. II: Tipos de prueba de flujo Apertura (Drawdown) Cierre (Build-up) Tiempo, t Figura 2.1 Secuencia de apertura y cierre de flujo en prueba de pozo.1 2.7 OPERACIÓN PRELIMINAR – LIMPIEZA (CLEAN - UP). El propósito de limpiar un pozo como una operación de flujo preliminar es básicamente extraer fluidos extraños, tales como lodo, partículas de rocas y más frecuentemente para descargar los fluidos y los líquidos de estimulación del pozo tales como ácido gastado o fluidos del fracturamiento los cuales han sido bombeados a la formación. La característica general de una “conducción de limpieza de pozo activo”, o un de flujo limpieza en acción, es un incremento en la productividad del pozo, lo cual resulta en la disminución del nivel de saturación de los fluidos externos del pozo y el incremento correspondiente en saturaciones y permeabilidad relativa de los fluidos de la formación. La fase inicial de la secuencia de la limpieza para un pozo estimulado puede estar caracterizada por presiones de flujo bajas en el cabezal y recuperación de grandes volúmenes de fluidos de estimulación. A medida que la limpieza progresa, usualmente hay un aumento en la presión del flujo, un descenso en el caudal de recuperación de los fluidos de estimulación y un incremento en la producción de los fluidos del reservorio. La cantidad de caída de Presión (Drawdown) que se aplicará durante la secuencia de limpieza del pozo no debe exceder el nivel considerado prudente para la prueba, aproximadamente 30 por ciento en la cara de la formación debido al peligro de causar conificación de agua o arenamiento en el centro del pozo. 1 D. BOURDET, Well Testing and Interpretation, Pag. 1, 2002. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 12 Cap. II: Tipos de prueba de flujo U.A.G.R.M. Esta recomendación general no aplica para las etapas iníciales cuando la carga de líquido en la tubería causa considerable contrapresión hidrostática en el fondo del hueco. Sin embargo, a medida que se aumenta la productividad del pozo, el choque se debe ajustar progresivamente para prevenir excesivas caídas de presión. En el caso de pozos de baja productividad, puede ser necesario hacer fluir totalmente abierto para descargar los líquidos y también para adoptar un procedimiento de limpieza de prendido y apagado conocido como “stop cocking”, para permitir que la región medular del pozo recupere algo de la presión de la formación durante los períodos de cierre y usar la productividad inicial más alta para alcanzar algún grado de acción de limpieza efectiva. El desempeño del pozo durante la limpieza se debe registrar con el mismo cuidado y frecuencia que durante las operaciones de prueba para así revisar el progreso de la limpieza y obtener información preliminar que ayudará a finalizar el programa de pruebas. 2.7.1 OBJETIVOS DE UNA LIMPIEZA. Los objetivos principales son los siguientes: Traer a la superficie cualquier fluido extraño o sólidos para descarte. Permitir que el pozo fluya en sus tazas de flujo admisibles máximas. 2.7.2 RETORNO DE FLUIDOS/MATERIAL DURANTE EL FLUJO LIMPIEZA. Los tipos de fluidos/Material que puede retornar durante el flujo de limpieza son los siguientes: 2.7.3 Fluidos de Perforación. Fluidos de Estimulación. Sólido (Restos de Cañón, Arena, Bauxita). Agua Nitrógeno Mezclas de los mencionados arriba, incluyendo los fluidos de pozo. LA IMPORTANCIA DE LA LIMPIEZA. La limpieza es muy importante para el mejoramiento y las condiciones de producción. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 13 Cap. II: Tipos de prueba de flujo U.A.G.R.M. A continuación beneficios de la limpieza: 2.7.4 Reducir el Daño de formación (S). Medir el Daño de Formación (S). Para que cuando el flujo vaya a la Planta de producción, no dañe los Equipos. Aumentar la Producción. FINALIZACIÓN DE LA ETAPA DE LIMPIEZA. El final de la limpieza será marcado por una estabilización del caudal de producción de agua, sin más incremento en la productividad del pozo. No hay medios técnicos para predecir la duración del flujo necesario, para realizar efectivamente la limpieza a un pozo. Solamente las observaciones y el análisis de las características del flujo durante el período de limpieza pueden dar alguna medida del progreso que la limpieza alcanzado. Las siguientes son observaciones que pueden indicar cercanamente el final de la fase de limpieza: BS&W (Muestra de sedimentos y agua) menos del 3%. Estabilización de la Salinidad cerca a la salinidad del agua de la formación. Estabilización de presión de fondo y/o cabezal. Estabilización del Caudal de Producción. PH indicando 7, neutro después de acidificar. En general, los pozos en rango de alta productividad tienden a limpiarse más rápido que los del otro extremo de la escala. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 14 Cap. II: Tipos de prueba de flujo U.A.G.R.M. Típica respuesta de la Presión en Cabeza durante una Limpieza Capa de Gas Limpiando, Regreso de Colchones Estabilizado Cambio de Choque y Caudal máximo Presión en Cabeza Apertura Inicial Desplazamiento de líquido Fase I Fase II Fase III Tiempo Figura 2.2 Secuencia de fase durante la limpieza.2 2.8 TIPOS DE PRUEBA. Hay varios tipos de pruebas que pueden satisfacer los objetivos de una prueba. Estas pruebas se pueden dividir en tres categorías: Pruebas Drawdown/Build-up (Apertura/Cierre). Pruebas Inyección/Fall-off. Pruebas de Interferencia/Pulso. Este proyecto se referirá a pruebas Drawdown/Build-up (Apertura/Cierre) pero las pruebas de inyección/caída se pueden manejar en una forma similar. Desde el punto de vista del análisis de prueba del pozo, no se puede seleccionar una sola prueba Drawdown (Apertura) a menos que el pozo no se pueda cerrar debido a razones operacionales o económicas. Los datos de la Prueba Build-up (Cierre) son normalmente la primera fuente de datos utilizada para determinar la descripción del reservorio del pozo. Por supuesto, un Build-up (Cierre) siempre está precedido por un Drawdown (Apertura). 2 EXPRO GROUP, Well Test Manual 2, 2008. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 15 Cap. II: Tipos de prueba de flujo 2.8.1 U.A.G.R.M. PRUEBA DRAWDOWN (APERTURA DE FLUJO). La prueba consiste en hacer fluir el pozo a caudal constante y la caída de presión es monitoreada. Este tipo de prueba presenta varios problemas citado a continuación: El Pozo debe estar en condiciones estáticas antes del flujo. Mantener el caudal constante es difícil. Pozos nuevos no tienen facilidades para tratar el fluido de producción. Prueba Drawdown (Apertura de Flujo) Figura 2.3 Presión y caudal vs tiempo en la apertura de flujo.3 2.8.2 PRUEBA LÍMITE DE RESERVORIO. Si la prueba Drawdown de flujo simple dura lo suficiente para que la presión refleje todos los límites y fronteras del reservorio, la prueba se convierte en una Prueba de Límites de Reservorio. 2.8.3 PRUEBAS BUILD-UP (CIERRE DE FLUJO). Una prueba Build-up involucra el uso de registradores de presión de fondo (memorias) para registrar presiones a la profundidad del reservorio. Una curva Build-up se obtiene cerrando el pozo y midiendo la presión de fondo en función del tiempo. El objetivo de este procedimiento es reunir la información durante el aumento de presión, para el cálculo posterior de las propiedades del yacimiento (ver fig.2.4). 3 DOUGLAS ALVARADO, Análisis de Prueba de Presión, Pag. 43, ESP OIL, Maracaibo - Venezuela, 2004. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 16 Cap. II: Tipos de prueba de flujo U.A.G.R.M. Prueba Build-Up (Cierre de flujo) Figura 2.4 Presión y caudal vs temperatura en el cierre de flujo.4 2.8.4 PRUEBA POTENCIAL. Una de las pruebas más frecuentemente realizadas en pozo es la prueba potencial, la cual es una medida de la cantidad de crudo y gas que un pozo producirá durante un período de 24 horas o menos. Una prueba potencial normalmente es requerida en un pozo recientemente completado junto con la prueba de Índice de Productividad para evaluar el aspecto comercial del reservorio. La información obtenida de estas pruebas es utilizada para firmar una licencia de producción. 2.8.5 PRUEBA DE INDICE DE PRODUCTIVIDAD (P.I.). La prueba del Índice de Productividad da un indicativo de una habilidad del pozo para producir fluido relacionado con una reducción en la presión de fondo. El propósito de esta prueba es determinar los efectos de las diferentes caudales de flujo sobre la presión dentro de la zona de producción del pozo y por tanto establecer las características de producción de la formación. En esta forma, el caudal potencial máximo de flujo puede ser calculado sin arriesgarse a un posible daño al pozo lo cual podría ocurrir si el pozo fuera producido a su máximo caudal de flujo posible. A partir de los datos de la prueba de flujo, se puede estimar la permeabilidad de la formación. 4 . DOUGLAS ALVARADO, Análisis de Prueba de Presión, Pág. 45, ESP OIL, Maracaibo - Venezuela, 2004. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 17 Cap. II: Tipos de prueba de flujo U.A.G.R.M. Los índices de productividad son definidos de varias formas diferentes y son utilizados de formas distintas por varias compañías. Se han dado las siguientes definiciones: 1. El total de barriles de líquido (crudo y agua) por día por psi en caída depresión. (Drawdown significa la diferencia entre presión estática o presión de cierre en fondo y la presión de flujo en el fondo). 2. El total de barriles de crudo en tanque de almacenamiento (STB) por día por psi en caída de presión. 3. El total de barriles de fluido (crudo, gas y agua) por día por psi en caída de presión. El procedimiento de la prueba es hacer fluir el pozo a varios caudales sucesivos estabilizados con registradores en el punto medio de las perforaciones y medir todas las producciones del separador en superficie. Luego graficar los caudales de crudo resultantes y las presiones Drawdown (flujo de pozo) en papel aritmético estándar usando la escala vertical para el caudal de producción y la escala horizontal para la presión Drawdown (flujo de pozo). Los puntos varios probados pueden definir una línea de curvatura de aumento, mostrando que el índice de productividad puede disminuir a presiones Drawdown grandes. Proporciones gas/crudo calculado, posible producción de agua en todas los caudales de flujo probadas podrían presentarse como parte de la prueba P.I. El procedimiento para conducir una prueba de productividad es primero medir la presión de cierre en el fondo del pozo, luego abrir el pozo y producirlo a varios caudales de flujo estabilizados. A cada caudal de flujo se mide la presión de flujo en fondo. Cuando estos datos son interpretados por el ingeniero, le suministran un estimado del máximo flujo esperado en el pozo. 2.8.6 PRUEBA DE FLUJO ABIERTO PARA POZOS DE GAS. La prueba de flujo abierto para pozos de gas es solamente de interés histórico, ya que no ha sido utilizada aproximadamente desde 1935. Consistía en hacer fluir el pozo de gas con la válvula de superficie totalmente abierta con un intento de medir el caudal de gas resultante por medio de un tubo piloto o presión lateral estática. Esto se llamó flujo abierto potencial del pozo. Este método de prueba tiene muchas falencias: 1. Dificultad para medir el caudal de gas en pozos de alta capacidad de producción. 2. Desperdicio de Gas, polución y peligro de incendios. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 18 Cap. II: Tipos de prueba de flujo U.A.G.R.M. 3. Falta de bases de comparación para pozos de diferentes profundidades y diferentes tamaños de tubería, ya que es realmente la capacidad de producción del cabezal abierto lo que se midió. 4. Peligro de conificación de agua en la zona de producción y de arenamiento en el pozo debido a las grandes caídas de presión permitidas en el fondo del pozo. 2.8.7 PRUEBAS DE CONTRAPRESION. La prueba de contrapresión se desarrolló para superar las falencias relacionadas con la prueba de flujo abierto y suministrar una forma más precisa de determinar la capacidad de producción de un pozo. Las razones para correr una prueba de contrapresión son: 1. Satisfacer una agencia gubernamental o un requerimiento del cliente (Compañía Operadora del Campo). 2. Evaluar cualquiera de los parámetros del reservorio. La capacidad de producción del pozo cambiará con niveles de presión o caudales diferentes en el reservorio. Los efectos típicos que podrían ser evaluados como funciones de la presión del reservorio o los caudales incluyen conificación de agua, presiones por debajo del punto de burbuja o punto de rocío, flujo turbulento y efectos geopresurizados. La prueba de contrapresión consiste en hacer fluir el pozo bajo condiciones controladas a niveles aceptables de contrapresión y luego graficar en papel logarítmico los caudales de flujo resultantes y las caídas de presión correspondientes. Para reducir el desperdicio de gas y minimizar el peligro de daño a la formación por excesivas caídas de presión, una práctica generalmente aceptada es no exceder el 30 por ciento de caída de presión en la cara del pozo para el caudal de flujo más alto probado y no menos para el caudal más bajo que es suficiente para elevar líquidos hasta el arreglo de producción. Fuera de esos límites, es difícil recomendar lineamientos absolutos. Los caudales de flujo máximo pueden estar limitados por la capacidad del sistema de prueba para el flujo, del separador o aún del sistema de medición. Otras limitantes que pueden ser impuestas pueden ser la presencia conocida de rocas saturadas de agua cerca de la zona productora o la tendencia de la formación para derrumbamientos "sloughing off” ó arenamiento "sanding off". El número usual estándar de caudales para una prueba de contrapresión es cuatro. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 19 Cap. II: Tipos de prueba de flujo 2.8.8 U.A.G.R.M. PRUEBA CONVENCIONAL DE CONTRAPRESIÓN (“FLUJO TRAS FLUJO). La prueba convencional de contrapresión es algunas veces llamada “rata tras rata” o prueba “flujo tras flujo”. Consiste en cuatro aumentos y disminuciones consecutivas de caudales de flujo, cada una llevada a cabo para estabilizar. Es también hoy un procedimiento apropiado para pozos con permeabilidad alta, debido al hecho que los pozos de permeabilidad alta usualmente se estabilizan muy rápidamente. Usada también para pozos que presentan severa capacidad de producción, los cuales serán revisados a continuación. Usualmente no es un procedimiento práctico para pozos completados en una formación que tiene permeabilidad baja, sin considerar su capacidad de flujo total debido al tiempo necesario para obtener condiciones de flujo estable. Si la prueba no se lleva a cabo a un grado de estabilización suficiente en cada rango, los resultados de la prueba tienen poca validez. Las pruebas de gas multipunto normalmente tienen rangos de 3 a 8 horas inicialmente con lecturas de 15 minutos. Las gravedades obtenidas para los gases son más precisas después de por lo menos una hora de flujo. Final Build-Up Flujo q Flujo Flujo Flujo Pwf Periodo de Limpieza (“Cierre de Pozo final”) Tiempo Figura 2.5 Prueba flujo tras flujo5 5 EXPRO GROUP, Manual Well Test 2, PP 2-17, 2008. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 20 Cap. II: Tipos de prueba de flujo 2.8.9 U.A.G.R.M. PRUEBA ISOCRONAL. El término isócrono significa tiempos iguales. Aquél cuyo procedimiento consiste en fluir el pozo durante cuatro secuencias de flujo relativamente cortas, de igual duración, cada una es iniciada a una presión de cierre estabilizada en el fondo, continuando con el último caudal de flujo hasta obtener condiciones de flujo estables. Las caídas de presión están en el mismo rango que con la prueba convencional “flujo tras flujo”, pero se gana sustancialmente tiempo de prueba en pozos de características de formación apretada, en donde las condiciones de flujo estables toman un tiempo considerable. Pi Flujo Extendido Flujo Flujo Flujo Flujo Periodo de Limpieza Pw q Tiempo Figura 2.6 Prueba Isocronal6 2.8.10 PRUEBA ISOCRONAL MODIFICADO. El procedimiento de fluir es el mismo como con la prueba isocronal con un cambio solamente en los procedimientos de cierre. En cambio de esperar hasta la estabilización del Build-up (“Cierre de Flujo”) entre los caudales de flujo, se da a la secuencia de cierre la misma duración que para el período de flujo. Al final de la prueba se requiere un caudal de flujo estabilizado. Los cálculos de caída de presión para graficar la contrapresión tienen que estar basados, para cada caudal, en la presión de cierre que precede inmediatamente a este caudal, aún cuando puede que no se haya estabilizado completamente el Build-up (“Cierre de Flujo”). 6 EXPRO GROUP, Manual Well Test 2, PP 2-17, 2008. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 21 Cap. II: Tipos de prueba de flujo U.A.G.R.M. Pi Cierre Final Flujo Extendido Flujo Cierre Flujo Cierre Flujo Cierre Flujo Periodo de Limpieza Pw q Tiempo Figura 2.7 Prueba Isocronal Modificado7 2.8.11 PRUEBA DE FLUJO DE APERTURA ABSOLUTA – AOF (PARA POZOS DE GAS). El potencial de flujo de apertura absoluta y las pruebas de capacidad de producción (“deliverability”) son realizadas por un número de métodos; punto sencillo convencional, multi-punto convencional, isócronal o isócronal modificado. Un AOF se usa por muchas agencias para determinar la permeabilidad para un pozo de gas. El Potencial de Flujo de Apertura Absoluta de un pozo de gas se puede describir como el volumen máximo teórico que el pozo producirá en la cara de la formación contra una contrapresión de cero. Cuando los caudales son graficados versus el valor correspondiente de las diferencias al cuadrado de la presión de cierre del reservorio y el cuadrado de la presión de la presión del flujo en la cara del pozo, en un papel logarítmico, los puntos forman una línea recta la cual se expresa matemáticamente por la siguiente fórmula : ( ) (2.3) Donde: Q = Caudal de Flujo en MMCF/D. C = Un coeficiente numérico característico del pozo en particular. 7 EXPRO GROUP, Manual Well Test 2, PP 2 – 18, 2008. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 22 Cap. II: Tipos de prueba de flujo U.A.G.R.M. Pws = Presión de cierre estática del reservorio (Psia). Pwf = Presión de fondo fluyente en la cara de la formación (cara del pozo)- (Psia) n = Exponente numérico, característico del pozo en particular. El valor de “n” puede ser determinado con la pendiente de la curva de la contrapresión, graficada de forma convencional y es por lo tanto igual al recíproco de la pendiente. Nota: El valor del exponente "n" de la gráfica AOF debe tener un valor entre los límites 0.500 y 1.000. La pendiente de la línea es afectada por las caídas de presión que reaccionan en una forma no lineal con el caudal de flujo. Figura 2.8 Prueba de flujo de apertura absoluta (AOF).8 En la práctica, los pozos nuevos en cualquier campo son probados ya sea por el método multi-punto convencional o el método isócronal modificado, y consecutivamente puede ser probado por uno de estos métodos durante los primeros dos o tres años de producción, o hasta que la inclinación de la curva de la contrapresión se haya establecido como constante. De allí en adelante, las pruebas de punto sencillo convencional se consideran adecuadas, o por lo menos hasta el tiempo en el que las características como pozo productivo hayan cambiado. 8 JOSE L. RIVERO, Explotación del gas y optimización de la producción, Pág. 109, Bolivia – 2004. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 23 Cap. II: Tipos de prueba de flujo U.A.G.R.M. También se considera deseable realizar pruebas multi-punto sobre la base de cada cinco años, donde cualquier cambio observado en la inclinación de la curva de contra presión puede indicar daño en el Pozo, debido a derrumbamiento, flujo de agua, o deterioro o permeabilidad en el área de drenaje efectiva del pozo. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 24 Cap. III: Equipos para prueba de pozo U.A.G.R.M. CAPITULO III EQUIPOS PARA PRUEBA DE POZO 3.1 INTRODUCCIÓN Los equipos de una prueba de pozo deben resistir diferentes condiciones extremas de temperatura, presión, y flujo por tal motivo su fabricación esta en base a diferentes especificaciones para diferentes condiciones de trabajo. Todos los equipos utilizados en la prueba de pozo deben tener su documentación “Data Book” donde indique todas sus especificaciones de fabricación y mantenimiento, el cual debe ser mantenido actualizado. Ninguna fabricación/modificación debe ser realizada sin las especificaciones necesarias. Todos los Equipos deben tener en su Carpeta de Documentación “Data Book”: 3.2 Directrices del Proyecto del Equipo. Verificación, Documentación y Rastreabilidad. Documentación de Prueba de Campo/Inspección/Mantenimiento. Inspección Periódica y Prueba de Presión. Proceso de Aprobación de Proveedores. ESPECIFICACIONES DE LOS EQUIPOS. Los equipos utilizados para prueba de pozo deben cumplir rígidas normas de construcción, modificación y mantenimiento. La compañía de servicios del presente proyecto ha desarrollado su propio juego de especificaciones de calificación a los proveedores para asegurar que el equipo utilizado por la compañía cumple o excede los requerimientos locales. Las especificaciones están basadas primeramente en las siguientes especificaciones reconocidas mundialmente: API-6A ANSI B 31.3 Código ASME Equipos de Alta presión (Cabeza, Choque Manifolds). Especificaciones para Tuberías. Vasos de Presión y Calderas. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 25 Cap. III: Equipos para prueba de pozo 3.2.1 U.A.G.R.M. ESPECIFICACIONES API – 6 PARA EQUIPOS DE ALTA PRESIÓN. La compañía de servicios de prueba de pozo diseña todas las líneas de flujo de alta presión y adaptadores utilizando bridas, terminales de pernos o grapas en rangos de presión de trabajo de 5000, 10000 y 15000 psi bajo la especificación API - 6. Otras válvulas y accesorios para estos rangos siguen la API 6A. 3.2.2 ESPECIFICACIÓN ANSI B 31.3 PARA TUBERÍAS. Esta especificación se utiliza para el diseño de todos los sistemas relevantes de tubería para presiones de trabajo por encima de 15 psi. Los sistemas de tubería incluyen todos aquellos de los tanques y tubería de interconexión que transporta crudo, gas o agua producida en un sistema de prueba de producción. También están incluidos los sistemas de tubería para aire, combustible diesel, líneas para cortina de agua o inyección química. Los tamaños de los tubos están normalmente en el rango de 1/2” a 6” o superior. Se especifica una tolerancia de1/16” por corrosión. 3.2.3 CÓDIGO ASME PARA TANQUES DE PRESIÓN Y CALDERA. La compañía de servicio diseña el separador presurizado, tanque e intercambiadores de calor bajo este código. Generalmente el diseño de presión de trabajo del vaso no excede 1440 psi. La tolerancia por corrosión es de 1/8”. Sección II: Materiales. Sección V: Examen No Destructivo. Sección VIII: Reglas para la Construcción de Tanques de Presión, División I. Sección IX: Calificaciones para Soldadura y Soldadura con Latón (“Brazing”). NACE MR-01-75: Especificación de Resistencia al Cuarteamiento Metálico por exposición a los sulfuros para Equipo del Sector Petrolero. A continuación los equipos se clasificaran según su función en la prueba de pozo. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 26 Cap. III: Equipos para prueba de pozo 3.3 U.A.G.R.M. EQUIPOS DE CONTROL DE FLUJO. Los equipos a continuación son utilizados para controlar el Flujo de fluidos del Pozo. 3.3.1 CABEZAL DE PRUEBA DE SUPERFICIE. Los cabezales de prueba están instalados en la sarta de prueba DST (Drill Stream Test) para suministrar una forma de entrada a la tubería permitiendo: La circulación de fluidos de estimulación o para matar el pozo. Operaciones de Wireline o Coil-Tubing. También suministran una salida a través de la válvula lateral de flujo para la corriente de fluidos que fluyen del pozo hacia el equipo de prueba de superficie. El diseño básico del Cabezal de Prueba de Superficie incorpora cuatro válvulas: maestra, Swab, Kill y línea de flujo (actuador hidráulico). El ensamble también tiene un “Swivel" que permite la rotación de la tubería para manipular las herramientas de fondo sin girar el cabezal de prueba. Se suministra un sustituto de levantamiento “lifting sub” para permitir que los elevadores del taladro suban y bajen el árbol en la torre. Algunos diseños pueden incorporar una válvula kill hidráulica, válvula maestra inferior, y/o sub de inyección de químicos. Figura 3.1 Esquema de la cabeza de flujo.1 1 HALLIBURTON, Surface Well Testing, Pág. 2-5, 1995. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 27 Cap. III: Equipos para prueba de pozo 3.3.2 U.A.G.R.M. JUNTA RIGIDA (STIFF JOINT) Una junta rígida es una junta pesada y reforzada de tubería que es colocada en la sección superior de la sarta de prueba. Esta junta reemplaza las secciones delgadas de pared de tubería las cuales corren a través de la mesa rotaria y debajo del cabezal de prueba de superficie. Estas juntas suministran soporte extra, seguridad y estabilidad a la cabeza de control si se retiran los elevadores. Figura 3.2 Junta Rígida2 3.3.3 VÁLVULA CHEQUE. En el lado del Cabezal de Prueba de Superficie se instala una válvula cheque. La válvula está diseñada para prevenir efluentes del pozo que se devuelvan a través de la línea de matar a las bombas de matar (“Kill”).La utilización de la válvula de cheque permite que la válvula de Kill se pueda dejar abierta para que la bomba Kill quede en línea todo el tiempo. Esta acción mejora la operación de matar de emergencia ya que no se requiere que el personal suba al Cabezal con un cinturón de seguridad para manejar las válvulas antes de iniciar las operaciones. La válvula de cheque está diseñada con un pin de seguridad que será utilizado durante las operaciones de prueba de presión. Figura 4.3 Válvula Cheque 3 23 EXPRO GROUP, Manual Well Test 2, PP 3 - 18 19, 2008. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 28 Cap. III: Equipos para prueba de pozo 3.3.4 U.A.G.R.M. VÁLVULA MAESTRA INFERIOR. La válvula maestra inferior es un elemento opcional que puede correrse bajo el Swivel. Esta válvula suministra seguridad adicional porque se puede cerrar manualmente o a control remoto ya que se puede presentar fuga en el ensamble del Swivel o la STT (Cabeza de Flujo). La válvula maestra inferior también se puede utilizar cuando se hace prueba de presión sobre el montaje de la mesa rotaria; esto previene que el fluido de prueba y presión ingresen a la sarta de prueba. 3.3.5 VÁLVULA DE SEGURIDAD EN SUPERFICIE (SSV). Válvula de seguridad de superficie son instaladas agua arriba del Choque Manifolds para proveer una válvula de cierre de respuesta rápida, aislando el sistema en caso de ruptura de una línea o recipiente. Los sistemas de seguridad sensibilizan las condiciones y cierran el pozo o los pozos cuando las condiciones se desvían de los límites preestablecidos. El cierre del pozo previene de daños futuros debido a: Flujo no controlado por ruptura del vaso de presión. Combustión de cualquier fuego que se haya iniciado o se pueda iniciar Rebosamiento de los tanques con fluido y/o presión. La presión de control aplicada al pistón empuja la compuerta a la posición inferior/abierta. La presión del cuerpo de la válvula contra el área del vástago inferior mueve la puerta a la posición arriba/cerrada. Usualmente se utiliza un resorte para cerrar la válvula si no hay presión en el cuerpo de la válvula. La presión en el cuerpo de la válvula y la proporción del área pistón/vástago determinan la presión de control requerida. Entre mayor sea el área menor presión de control se necesita para mantener la válvula abierta. Válvula Abierta Válvula Cerrada Figura 3.4 Esquema de la SSV. 4 4 EXPRO GROUP, Manual Well Test 2, PP 3 – 21, 2008. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 29 Cap. III: Equipos para prueba de pozo 3.3.6 U.A.G.R.M. SISTEMAS DE CIERRE DE EMERGENCIA – ESD. Es un sistema de cierre de emergencia que supervisa las condiciones de la Prueba de Pozo (Well Testing), por lo tanto mejora las condiciones de la prueba y lo hace más segura. Un control lógico programable es responsable para el mantenimiento seguro durante la prueba de pozo. Este lee las señales analógicas y discontinuas, determina si aquellos datos de los procesos serán operados seguramente, y si no remueve la energía de los dispositivos de salida así que se cierran para condiciones de falla y en orden secuencial. El sistema “ESD” posee un control panel conectado hidráulicamente a la válvula de seguridad de superficie “SSV” y a la válvula hidráulica de la línea de flujo en la cabeza, estas válvulas están abiertas por la presión hidráulica generada por el control panel el cual trabaja neumáticamente, a su vez el control panel tiene pilotos y estaciones en toda la locación del pozo. Ante una emergencia un operador puede jalar un piloto o estación el cual libera presión neumática en el control panel y este se despresuriza hidráulicamente, cerrando las válvulas en menos de 10 segundos, por consiguiente cerrando el pozo. Válvula SSV Figura 3.5 Esquema de Cierre del Sistema ESD. 5 3.3.7 MANGUERA COFLEXIP. Las mangueras Coflexip son usadas principalmente como líneas de matar (Kill) y flujo desde las líneas laterales del árbol de prueba. Estas son utilizadas para aplicaciones de 10000 y 15000 psi para reemplazar tubería rígida. Utilizando mangueras flexibles de 40 5 EXPRO GROUP, Manual Well Test 1, PP 7 -9, 2008. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 30 Cap. III: Equipos para prueba de pozo U.A.G.R.M. pies de longitud en cambio de tubería rígida, se eliminan muchas conexiones y no se presentan esquinas cortantes las cuales podrían estar sujetas a erosión debido al flujo. La Manguera Coflexip está compuesta por: Un tubo largo flexible. Dos protectores completos en los extremos junto con los ojales de Levantamiento. Figura 4.6 Manguera Coflexip.6 Figura 3.7 Esquema interno de la manguera Coflexip. 7 6 7 EXPRO GROUP, Manual Well Test 1, PP 3-30, 2008 - EXPRO GROUP, Manual Well Test 2, PP 7-7, 2008. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 31 Cap. III: Equipos para prueba de pozo 3.3.8 U.A.G.R.M. TUBERÍAS. Toda la tubería de flujo de prueba del pozo, ensambles, cabezales, data header tienen un impacto directo en la seguridad del personal. Por lo tanto, la tubería debe estar sujeta a ciertas pruebas y procedimientos de inspecciones antes de ser colocada en servicio. Todo el sistema de tubería de prueba debe cumplir con las normas ANSI B31.3 y API-6A. Debe cumplir con NACE MR-01-75 si es necesario, ysi es requerido, con DetNorske Veritas (DNB) o The American Bureau of Shipping (ABS). Las tuberías de la compañía de servicio del presente proyecto tienen un sistema de identificación de presión y el tipo de servicio de la forma siguiente: Figura 3.8 Identificación de presión y el tipo de servicio de las tuberías. 8 3.3.8.1 ESPESOR MÍNIMO DE TUBERÍA. El propósito de este procedimiento es establecer el espesor minino de pared aceptable requerido para una operación segura de tubería temporal. La compañía de servicio debería usar la especificación “Tuberías de Proceso” ASME B31.3 para establecer espesores mínimos de pared de las tuberías temporal. Exámenes de espesor de pared, deberá realizarse anualmente, como mínimo, para un mantenimiento adecuado. Para calcular el espesor mínimo de pared, las propiedades mecánicas de los materiales utilizados deben estar establecidas. Estos son encontrados en los reportes de las pruebas de material, en la documentación de fabricación (“Data Book”). 8 EXPRO GROUP, Manual Well Test 2, PP 3 – 33, 2008. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 32 Cap. III: Equipos para prueba de pozo U.A.G.R.M. Para tubería de baja presión, es decir de 5000 psi y por debajo: ASME B31.3 Ecuación 3ª cap. 304.1.2 (( ) ( (3.1) )) Donde: P = Presión de trabajo. S = Valor de tensión (“Stress”) del material (Tabla A-1 ASME B31.3, Anexo). t = Espesor de pared de la tubería. D = Diámetro externo de la tubería. E = Factor de Calidad (Tabla A-1A o A-1B ASME B31.3, Anexo), 1 para tuberías sin costuras. Y = Coeficiente de temperatura (Tabla 304.1.1 ASME B31.3, anexo), válido para t<D/6, para acero al carbono = 0,4. CA = Corrosión permitida (Tomado como 0). Para tubería de alta presión, es decir mayores que 5000 psi: ASME B31.3 Ecuación 34ª cap. IX K304.1.2 * ( Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA )+ (3.2) 33 Cap. III: Equipos para prueba de pozo 3.3.9 U.A.G.R.M. DATA HEADER. Proporciona un punto central para la instalación de sondas e instrumentos, control de la producción de arena, la inyección de sustancias químicas, temperatura, presión, y la recogida de muestras. Conexión de Presión Conexión de inyección Química Conexión Termowell Punto de Muestreo Figura 3.9 Data Header. 9 3.3.10 CHOQUE MANIFOLD El Choque Manifold es el medio principal para controlar el flujo del pozo, mediante una reducción del tamaño de orificio. El Choque Manifold consiste en una serie de bloques, spools, válvulas, conexiones NPT, orificio fijo y orificio ajustable. Esto permite que caso cualquier parte del Manifold sea dañado, pueda ser fácilmente reemplazado. Los orificios donde existe una reducción de flujo son llamados en la industria petrolera como “Choques” traducido al español significa “estrangulador”. Los Choques son los dispositivos de restricción más comúnmente usados para causar una caída de presión o reducir el caudal de flujo. Durante las operaciones de prueba pozo es muy importante identificar la posición “aguas arriba” es decir los equipos antes del Choque Manifold en sentido del flujo y la posición “aguas abajo” después del Choque Manifold. 9 HALLIBURTON, Surface Well Testing, 1995. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 34 Cap. III: Equipos para prueba de pozo U.A.G.R.M. Salida CHOKE MANIFOLD CONJUNTO DE 5 VALVULAS Entrada Salida CHOKE MANIFOLD CONJUNTO DE 4 VALVULAS Entrada Figura 3.10 Esquema del Choque Manifold de 4 y 5 válvulas. 10 Dentro del Choque Manifold existen 2 tipos de Choque: 10 Choque Ajustable. Choque Fijo. POWER WELL SERVICES, Manual Well Test, 2005. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 35 Cap. III: Equipos para prueba de pozo U.A.G.R.M. 3.3.10.1 CHOQUE AJUSTABLE. Su función primaria es la de permitir que el Choque fijo sea cambiado durante las operaciones de flujo. En segundo lugar deben ser usados durante las operaciones de limpieza. El Choque ajustable opera por medio de un cono que se desliza hacia adentro y hacia fuera de una silla con el borde afilado para permitir un control de flujo más preciso. Al girar el volante en el sentido contra el reloj usted aleja el cono de la silla permitiendo un área mayor para que el fluido pase por el cono. Durante las operaciones de limpieza puede ser necesario mover el volante del Choque ajustable para adelante y para atrás, en caso que el Choque este taponado. Antes de hacer esto se debe informar al supervisor de manera que tenga conocimiento del problema y para que tomen nota en la secuencia de operaciones. Figura 3.11 Esquema del Choque Ajustable (Apertura, cierre y sus componentes).11 11 EXPRO GROUP, Manual Well Test 2, PP 3 -45, 2008. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 36 Cap. III: Equipos para prueba de pozo U.A.G.R.M. 3.3.10.2 CHOQUE FIJO Consiste en una pieza de metal en forma cilíndrica y alargada con un pequeño orificio para permitir el paso del fluido. Su propósito principal es el de proveer medios más precisos de controlar y medir el pozo. Figura 3.12 Esquema de un Choque Fijo. 12 El Choque debe tener un empaque. Este empaque puede ser un sello de metal, teflón o sello O ´ring. Caso el sello no esté en el lugar existe gran probabilidad de erosionar el choque y el asiento en el alojamiento. Siempre debe haber un choque fijo instalado. Si no existe posibilidad de dañar las roscas internas al pasar cualquier flujo. El Choque Fijo es dimensionado en 64 avos de pulgada. Cuando se fluye por choque fijo en ambos brazos del choque manifold es necesario calcular un choque equivalente: √ 12 (3.3) Expro Group, Manual Well Test 2, PP 3 – 47, 2008. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 37 Cap. III: Equipos para prueba de pozo U.A.G.R.M. 3.3.10.3 PROBLEMAS ASOCIADOS CON EL CHOQUE. Es necesario entender lo que está sucediendo cuando se trabaja con el Choque Manifold. A continuación algunos problemas, causas y soluciones durante el flujo, a través del Choque Manifold. a) AUMENTO DE LA PRESIÓN AGUAS ARRIBA Y AGUAS ABAJO: Puede haber bloqueo aguas abajo del Choque. Revisar los equipos aguas abajo, puede ser una válvula parcialmente cerrada, el choque del calentador en tamaño menor que el choque del manifold. Caso no se solucione el problema puede ser necesario cerrar el pozo y resolver el problema. Durante el flujo de limpieza, esto puede ser una indicación que el pozo se está limpiando. Se puede comprobar por el aumento de presión en el fondo del pozo. b) AUMENTO DE LA PRESIÓN AGUAS ARRIBA Y CAÍDA DE PRESIÓN AGUAS ABAJO: Puede haber bloqueo en el choque, sólidos empaquetados alrededor del choque ajustable. Para solucionar se tiene que mover el volante del choque si es necesario con mucho vigor. Esto puede ser causado por hidratos formándose en el choque (congelamiento). Para resolver se debe inyectar metanol (Glycol) antes del choque. Caso esto no solucione el problema es necesario aumentar el choque para aumentar la temperatura. c) CAÍDA DE PRESIÓN AGUAS ARRIBA Y AGUAS ABAJO: Puede haber bloqueo aguas arriba del choque. Esto puede ser causado por sólidos o hidratación. Inyecte metanol en la cabeza de producción (STT) para hidratación. Caso sean sólidos entonces es posible que se tenga que cerrar el pozo y solucionar el problema. Durante el flujo de limpieza es posible que haya caída de presión en función de la presencia de líquido (agua) que viene a la superficie. Una vez que el agua haya llegado a la superficie, la presión aumentara normalmente. d) CAÍDA DE PRESIÓN AGUAS ARRIBA Y AUMENTO AGUAS ABAJO: Esto es una señal segura de que su choque se está cortando/lavando o desgastando. Cambiar el flujo para el otro lado del manifold y retire, inspeccione y reemplace el choque caso sea necesario. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 38 Cap. III: Equipos para prueba de pozo 3.4 U.A.G.R.M. EQUIPOS DE CONTROL DE PROCESO Los equipos siguientes nos permiten el control del proceso de los fluidos en una prueba de producción. 3.4.1 CALENTADOR (“HEATER”) Con frecuencia es necesario calentar los fluidos producidos del pozo por encima de la temperatura del flujo en el cabezal del pozo para: Prevenir formación de hidratos en los separadores. Compensar la pérdida de calor en el choque manifold por cuenta de la expansión. Ayudar en la separación de emulsiones. Ayudar a combatir la espuma. Disminuir la viscosidad de aceite para mejorar la atomización en los quemadores. Impedir la formación de ceras. Hay dos diseños básicos de calentadores de pozo en línea para uso general con equipo de prueba en producción. Uno es el calentador indirecto, el otro es el intercambiador de calor de vapor. Ambos diseños usualmente incorporan un choque o choques localizados aproximadamente a dos tercios dentro de los serpentines de calentamiento (Coils). Los tres tipos de calentadores indirectos disponibles son: A Gas A Diesel Eléctrico Los calentadores indirectos a gas o diesel constan de un tanque grande, a baja presión, el cual contiene un volumen grande de agua o mezcla de glicol calentado con una boquilla quemadora dentro de un tubo quemador. El fluido del pozo pasa a través de tubos de flujo de alta presión o “serpentines” los cuales son instalados en el tanque y sumergidos en el agua. Los Serpentines realizan numerosas pasadas para suministrar la mayor cantidad de área de superficie posible para una mayor transferencia de calor. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 39 Cap. III: Equipos para prueba de pozo U.A.G.R.M. Los calentadores indirectos a gas pueden usar 1) gas natural obtenido de un separador en un punto posterior al medidor de orificio del gas o, 2) gas de una fuente externa tal como un tanque de propano. Figura 3.13Esquema de un Calentador Indirecto. 13 En cualquier pozo con H2S se requiere un suministro externo de gas. Otro aspecto a considerar es la formación de hidratos, estos son compuesto químicos inestables, sólidos de gas natural y agua los cuales existen en forma de nieve a temperaturas por encima de 32 ºF bajo presión pero se descomponen a la presión atmosférica. La turbulencia acelera la formación de hidratos y frecuentemente se presenta congelamiento en puntos posteriores a las válvulas, reguladores, choques, pliegues agudos, etc. Cuando se prueban pozos de gas de alta presión y bajos caudales es especialmente importante tener el calentador a la temperatura de operación antes que el pozo pase a través de este. El intercambiador de calor de vapor consta de un revestimiento externo, dentro del cual pasa una serie de serpentines. Los serpentines están subdivididos en alta y baja presión. El suministro de calor para el tanque se obtiene de una fuente externa, vapor del equipo de perforación o una unidad de caldera. El vapor, una vez condensado se pasa a través de una trampa de fluido y usualmente es bombeado al mar. Los intercambiadores de calor de vapor son utilizados normalmente en plataforma, y los calentadores indirectos son generalmente utilizados en pozos de tierra, donde la ubicación de los equipos es más separada y no hay acumulación de gases en superficie. 13 EXPRO GROUP, Manual Well Test 2, PP 4 -4, 2008. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 40 Cap. III: Equipos para prueba de pozo 3.4.2 U.A.G.R.M. PARÁMETROS DE DISEÑO DEL CALENTADOR El diseño térmico del calentador hace uso de los principios fundamentales de la termodinámica, de la transferencia de calor y de la mecánica de los fluidos. A menudo es necesario llevar a cabo los cálculos de diseño del calentador, para verificar si cumple las necesidades de transferencia calor para una prueba de pozo. El flujo térmico de calor transferido de un fluido a otro a través de la superficie de transferencia de calor es: (3.4) Donde: Q A U ΔTm = = = = Flujo térmico transferido (BTU/hrs). Superficie de transferencia de calor (ft²). Coeficiente global de transferencia de calor (Btu/h-ft²°F). Diferencia media logarítmica de temperatura entre los fluidos (°F). REQUERIMIENTO DE CALOR Para alta presión en la corriente de flujo de gas, el calor requerido puede ser calculado por la siguiente ecuación: ( ( ) ) (3.5) (3.6) Donde: Q G = Calor requerido (Calor total transferido), Btu/hr. = Caudal de flujo de gas, MMPCD. Diferencia de entalpia a la temperatura inicial y temperatura final, Btu/lb-mol. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 41 Cap. III: Equipos para prueba de pozo U.A.G.R.M. = Caudal de flujo de masa del gas, lbs/hr. = Calor especifico promedio, Btu/lb°F. = Diferencia de temperatura de entrada y temperatura de salida, °F. Para corriente de petróleo el requerido puede ser aproximado por la siguiente ecuación: ( ) (3.7) Donde: F = Caudal de flujo de liquido, gal/hr. = Peso especifico del liquido, lbs/gal. COEFICIENTE GLOBAL DE TRANSFERENCIA DE CALOR El coeficiente global de transferencia de calor es normalmente establecido por los fabricantes, basados en experiencia de laboratorio y de campo, o este puede ser calculado tomando en cuenta los mecanismos de convección de cada lado de la pared, así como las condiciones de ensuciamiento y las propiedades de conductividad térmica de los materiales que se usan. También hay tablas donde se puede encontrar dependiendo los fluidos. DIFERENCIA MEDIA LOGARÍTMICA DE TEMPERATURA ( ) (3.8) Para el calentador que tiene temperatura constante, Ts y la temperatura del receptor incrementa. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 42 Cap. III: Equipos para prueba de pozo U.A.G.R.M. Donde: Ts = Temperatura del calentador, °F. Temperatura inicial del Fluido, °F. Temperatura final del Fluido, °F. Figura 3.14 Esquema de la relación de temperaturas del calentador. 14 3.4.3 SEPARADOR Se denomina separador a un tanque de presión utilizado para separar fluidos producidos en pozos de petróleo y gas en componentes líquidos y gaseosos. Las funciones principales de un separador es separar, medir y tomar muestras de todas las fases del efluente. Para obtener una separación más eficiente y completa, dos o más separadores se conectan en serie, reduciéndose la presión en cada equipo, le que se conoce como separación en múltiples etapas. Cada vez que se reduce la presión, ocurre separación de gas en el líquido que sale de cada etapa. Figura 3.15 Esquema de un sistema de separación en etapas. 15 14 15 O.A. JARAMILLO, Intercambiadores de Calor, Pág. 13, UANM México 2007. ALEXIS DÍAS GALARZA, Parámetros requeridos en el diseño de separadores, Escuela Superior Politécnica Litoral, Pág. 6, 2011. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 43 Cap. III: Equipos para prueba de pozo 3.4.3.1 U.A.G.R.M. CLASIFICACIÓN Y DESCRIPCIÓN DE LOS SEPARADORES Los separadores son clasificados en dos formas principalmente: La forma del recipiente (vaso). El numero de fluidos a ser segregados (separados). Por la forma del recipiente los separadores se clasifican en: Verticales. Horizontales. Esféricos. La Tabla siguiente muestra un comparativo de las ventajas y desventajas de los separadores de crudo y gas, Horizontal, Vertical y Esférico. Esta tabla no pretende ser una guía “absoluta” pero proporciona una comparación relativa de las varias características de los diferentes tipos de separadores sobre una amplia clasificación de todos los tipos, tamaños y presiones de trabajo. Consideraciones Horizontal Vertical Esferico 1. Eficiencia de la Separación 2. Estabilización de los líquidos separados 3. Adaptabilidad en condiciones variables 4. Flexibilidad de operación 5.Capacidad (mismo diámetro) 6. Costo por capacidad unitaria 7. Capacidad para manejar material extraño 8. Capacidad para manejar petróleo espumoso 9. Adaptabilidad para uso portatil 10. Espacio para Instalación Plano Vertical Plano Horizontal 11. Facilidad de Instalación 12. Facilidad para inspección y mantenimiento 1 1 1 2 1 1 3 1 1 2 2 2 1 2 2 1 2 3 3 3 3 3 3 3 2 3 2 1 3 2 1 3 1 3 3 2 2 1 2 Clasificación: 1 - Más favorable 2- Intermedio 3-Menos favorable Tabla del libro "Petroleum Production Handbook, Vol I, Thomas C. Frick. Tabla Desventajas entre losTexas. separadores horizontales, verticales y Society1ofVentajas PetroleumyEngineers of AIME Dallas, esféricos.16 16 TOMAS C. FRICK, Petroleum Production Handbook, Society of Petroleum Engineers of AIME Dallas. Texas. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 44 Cap. III: Equipos para prueba de pozo U.A.G.R.M. Por la función los separadores se pueden clasificar en: Bifásicos (2 fases). Trifásicos (3 fases). Los primeros separan gas y liquido, los segundos gas, petróleo y agua. El número de fases se refiere al número de corrientes que salen del recipiente y no al número de fases que están en la corriente de entrada. También los separadores pueden clasificarse por su aplicación en: Separadores de prueba. Separadores de producción. El separador de prueba maneja la producción de un solo pozo con el fin de determinar o cuantificar la producción de gas y de líquido, mediante los respectivos sistemas de medición. Es más pequeño que el de producción y generalmente se construyen con una capacidad de 10000 bbl de fluido. El separador de producción recibe y trata el fluido de varios pozos de un campo. Es de mayor capacidad que uno de prueba. Los separadores son diseñados para diferente presión de operación, estos se clasifican en: De baja presión (10 a 225 psi). De media presión (230 a 700 psi). De alta presión (750 a 1500 psi). Los separadores constan de las siguientes secciones básicas: Separación Primaria: separa la mayor parte del líquido del gas y reduce la turbulencia del flujo, debido a un cambio en la dirección que se logra con una entrada tangencial del fluido al separador por medio de una placa desviadora, dando fuerza centrífuga al flujo. Separación Secundaria: separa la máxima cantidad de gotas de líquido de la corriente de gas que fluye por la parte superior del recipiente. Como la turbulencia del flujo es mínima, las gotas líquidas se separan por gravedad, para lo cual el equipo debe tener suficiente longitud. En algunos diseños la turbulencia se reduce con el uso de aspas alineadas que también sirven como superficies colectoras de líquido. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 45 Cap. III: Equipos para prueba de pozo U.A.G.R.M. Extracción de Niebla: separa del flujo de gas las gotas pequeñas de líquido que no se eliminan en las secciones primaria y secundaria utilizando el efecto de choque y/o la fuerza centrífuga, con lo que se logra que las pequeñas gotas de líquido se colecten y se acumulen sobre una superficie, formando otras más grandes que precipitan a la sección de acumulación de líquido. Almacenamiento de Líquido: almacena y descarga el líquido separado de la corriente de gas. Debe tener la capacidad suficiente para manejar los baches de líquido que pueden ocurrir en una operación normal y la instrumentación requerida para controlar el nivel en el separador, compuesta por un indicador de nivel, un flotador y una válvula de descarga. Figura 3.16 Esquema de un separador vertical y horizontal.17 17 ALEXIS DÍAS GALARZA, Parámetros requeridos en el diseño de separadores, Escuela Superior Politécnica Litoral, Pág. 19, Ecuador - 2011. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 46 Cap. III: Equipos para prueba de pozo U.A.G.R.M. 3.4.3.2 FUNDAMENTOS PARA LA SEPARACIÓN MEZCLA GAS-LÍQUIDO La separación de mezclas gas-líquido se logra combinando apropiadamente los siguientes factores: SEPARACIÓN POR GRAVEDAD Si el flujo es vertical las partículas de líquido que se separan caen a contraflujo del gas por la fuerza de gravedad y se aceleran hasta que la de arrastre se iguala con la gravitacional. Después, las partículas continúan cayendo a velocidad constante, llamada velocidad de asentamiento o terminal, que para una gota de líquido de cierto diámetro indica la velocidad máxima que debe tener el gas para que se separen las partículas de este diámetro o mayor. Figura 3.17 Separación por Gravedad.18 SEPARACIÓN POR FUERZA CENTRIFUGA La fuerza centrífuga inducida a las partículas de líquido suspendidas en una corriente de gas puede ser varias veces mayor que la fuerza de gravedad que actúa sobre las mismas. Este principio mecánico se emplea tanto en la sección primaria de un separador como en algunos tipos de extractores de niebla. Se recomienda que la velocidad del fluido deba ser de tal magnitud para que la relación ρgV2 se mantenga en 900, siendo V la velocidad del gas y menor a 45 ft/seg. 18 ALEXIS DÍAS GALARZA, Parámetros requeridos en el diseño de separadores, Escuela Superior Politécnica Litoral, Pág. 27, Ecuador - 2011. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 47 Cap. III: Equipos para prueba de pozo U.A.G.R.M. Figura 3.18 Separación por fuerza centrifuga.19 SEPARACIÓN POR CHOQUE Es el mecanismo más utilizado en la eliminación de las pequeñas partículas de líquido suspendidas en una corriente de gas, porque cuando chocan con obstrucciones quedan adheridas a las mismas. Figura 4.19 Separación por Choque.20 3.4.3.3 COMPONENTES DE UN SEPARADOR Un separador de petróleo y gas generalmente incluye los componentes esenciales y características siguientes: a) Un tanque que incluye: Dispositivo/Sección de separación primaria. Sección secundaria de decante por “gravedad”. Extractor de lloviznas para retirar al gas pequeñas partículas de líquido. Salida para el gas. 19 - 20 ALEXIS DÍAS GALARZA, Parámetros requeridos en el diseño de separadores, Escuela Superior Politécnica Litoral, Pág. 31 35, Ecuador - 2011. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 48 Cap. III: Equipos para prueba de pozo U.A.G.R.M. Sección de decante del líquido para retirar gas del crudo y/o separar crudo y agua. Salida del crudo. Salida del agua. b) Capacidad volumétrica adecuada de líquidos para manejar oleadas de líquido. Diámetro y longitud adecuados del tanque para permitir que la gran mayoría de líquido se separe del gas sin excedentes. Un medio para controlar niveles de crudo y agua – controlador de líquido y válvula control de diafragma. Un controlador de válvula de contrapresión en la salida del gas para mantener una presión estable en el tanque. Dispositivos de alivio de presión. Los Separadores Horizontales son particularmente eficientes donde existen problemas de emulsión, espuma o altas relaciones Gas/petróleo. Los separadores verticales ocupan menos espacio que un separador Horizontal de la misma capacidad, Normalmente más eficientes para manejar grandes cantidades de gas. Los Separadores Esféricos son más eficientes para contener presión, son difíciles de fabricar. Válvula de Seguridad Disco de Ruptura Platos Coalescentes Rompedor de Espuma Extractor de Niebla Entrada de flujo Platos Deflectores Drenaje Rompedor de vórtice Presa Figura 3.20 Vista en corte de un Separador21 21 EXPRO GROUP, Manual Well Test 2, PP 4 – 18, 2008. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 49 Cap. III: Equipos para prueba de pozo U.A.G.R.M. En el Separador, Gas, petróleo y Agua son separados debido al efecto de la gravedad y de la diferencia de densidad de los fluidos, 95% de la separación sucede en el separador instantáneamente. 3.4.3.4 ESTIMACIÓN DEL TAMAÑO Y CAPACIDAD DE LOS SEPARADORES La capacidad de separadores para manejar caudales de petróleo y gas variaría con los siguientes factores: 1. 2. 3. 4. 5. Tamaño del Separador (diámetro y longitud). Diseño y arreglo de las partes internas del separador. Numero de etapas del Separador. Presión y temperatura de separación del separador. Características físicas y químicas del fluido del pozo (gravedad, viscosidad, etc.). 6. Variación de la relación gas/liquido. 7. Tamaño y distribución de las partículas de líquido dentro del gas en el separador aguas arriba del extractor de niebla. 8. Nivel de líquido en el separador. 9. Modelo de fluido del pozo, si es estable o intermitente. 10. Materiales extraños contenidos en el fluido del pozo. 11. Tendencia del petróleo a formar espumas. 12. Condiciones físicas del separador y sus componentes. 13. Otros factores. Los puntos 5 y 7 generalmente no son conocidos con suficiente detalle y precisión que permita efectuar cálculos del tamaño y rendimiento de un separador con precisión. Sin embargo, tales cálculos pueden ser basados en datos empíricos. CAPACIDAD DE GAS La máxima velocidad de gas en un separador de petróleo y gas que permitirá la separación de la niebla liquida del gas puede ser calculada con la siguiente fórmula: √ (3.9) Donde: = Máxima velocidad permisible del gas, pie/seg. = Factor de separación. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 50 Cap. III: Equipos para prueba de pozo U.A.G.R.M. = Densidad del liquido a condiciones de operación, lbs/pie³. = Densidad del gas a condiciones de operación, lbs/pie³. El valor de K en la ecuación 3.9, es una variable empírica independiente, incluye todos los factores que afectan la separación de líquido del gas en un separador. Excepto: 1. 2. 3. 4. El factor de compresibilidad del gas. Presión base y de operación. Temperatura base y de operación. Densidad de los fluidos a ser separados. La máxima velocidad permisible del gas Vg. de la ecuación 4.9 es la máxima velocidad a la cual el gas puede fluir en el separador y obtener así la calidad deseada de separación de petróleo/gas. Solamente el área abierta del separador es disponible para el flujo de gas, y es considerada en el cálculo de capacidad de gas. La capacidad de separación de gas de un separador de petróleo y gas, puede ser dado por: (3.10) Donde: = Caudal de gas fluyendo a través del separador, pie³/seg. = Área de sección transversal del separador para flujo de gas, pie². = Velocidad máxima permisible del gas, pie/seg. Sustituyendo en la ecuación 3.10, por Vg de la ecuación 3.9 y simplificando tenemos: √ (3.11) El factor K, se determina con la relación L/D y la condición del separador (diámetro del separador). Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 51 Cap. III: Equipos para prueba de pozo U.A.G.R.M. La ecuación 4.11 es corregida por compresibilidad, la presión y temperatura, y cuando las unidades son cambiadas a pie³/día, la ecuación queda: ( ) ( ) ( )√ (3.12) Donde: = Presión base, Psia. = Temperatura base, °R. = Caudal de gas, pie³/día. = Área para el flujo de gas, pie². La ecuación 3.12 puede ser reescrita y resuelta para Ag. ( ) ( ) ( )√ (3.13) La ecuación 3.12 puede ser usada para calcular el flujo de gas de un separador de un tamaño dado, que manejara bajo condiciones de operación. La ecuación 3.13 puede ser usada para calcular el diámetro requerido del separador para manejar en volumen dado de gas bajo ciertas condiciones de operación. En operaciones de campo, el volumen de gas es determinado mediantes tablas, tomando en cuenta el tiempo de retención, el tamaño y características del separador como también la presión de operación, por su simplicidad este método es más utilizado, para proyectos y diseños existen planillas de cálculo. CAPACIDAD DE LÍQUIDO La capacidad de líquido de un separador depende sobre todo del volumen aprovechable del mismo. (3.14) Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 52 Cap. III: Equipos para prueba de pozo U.A.G.R.M. Donde: = = t = L= h= D= Capacidad de Líquido, BPD. Volumen de Líquido decantado, Bbl. Tiempo de retención, min. Longitud, pie. Altura del liquido decantado, pie. Diámetro interno, pie. El volumen de líquido decantado , puede ser calculado como sigue: Para separador vertical. Para separador horizontal. Para el área de la sección transversal de petróleo se usa la siguiente relación: (3.15) Donde: = Área de la sección transversal de petróleo, pie². = Volumen de liquido decantado, pie². = Longitud del separador, pie. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 53 Cap. III: Equipos para prueba de pozo U.A.G.R.M. CONSIDERACIONES GENERALES EN EL DIMENSIONAMIENTO DE SEPARADORES. Valores de coeficiente de Separación (K), Los más usados se muestran a continuación: Tipo de Separador Rango K Vertical 0.06 – 0.35 Horizontal 0.40 – 0.60 Esférico - Valores más comunes usados 0.117 sin extractor de niebla 0.116 con extractor de niebla 0.382 sin extractor de niebla 0.35 con extractor de niebla Tabla 2 Valores de coeficiente de Separación.22 Para una buena separación de acuerdo a la experiencia de campo se muestra a continuación: Tipo de Separación Separación Gas – Petróleo Separación a alta presión Separación a baja presión Tiempo de Retención (min) 1 2–5 10 – 15 Temperatura (°F) > 100 Tabla 3 Valores del tiempo de retención en los separadores.23 22 – 23 RODOLFO LÓPEZ R., Pruebas de Producción aplicadas a reservorios de baja presión, U.A.G.R.M., Pág. 66 -67, 1996. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 54 Cap. III: Equipos para prueba de pozo 3.5 U.A.G.R.M. EQUIPOS DE DISPOSICIÓN DE FLUIDOS Son todos los equipos usados para la disposición de los fluidos del pozo. 3.5.1 TANQUES Los tanques para prueba de pozo se pueden usar para: Flujo de Limpieza Almacenamiento de Líquidos Calibración de Medidores Muestreo. Hay dos diseños de tanques disponibles, son: Presurizados Atmosféricos Los tanques usualmente tienen capacidades que van entre los 50 y los 270 barriles. 3.5.1.1 TANQUES PRESURIZADOS Los tanques presurizados pueden tener presión de trabajo de 50 a 250 psi. Los tanques presurizados se prefieren o requieren cuando se trabaja con H2S, emulsiones y crudo espumoso. Cada uno de estos está equipado con visores, Regletas de calibración, y relevos de seguridad. Estos pueden estar modificados con controladores de nivel, válvulas de contrapresión, y Daniel para usarse como un separador de segunda etapa a baja presión. Un Tanque Presurizado es similar a un Separador Bifásico vertical de baja presión (Fig.3.21), Estos deben ser equipos con corta llamas. El Corta Llamas evita que el fuego sea propagado desde la línea de gas al Tanque. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 55 Cap. III: Equipos para prueba de pozo U.A.G.R.M. Figura 3.21 Esquema de un Tanque Presurizado.24 3.5.1.2 TANQUE ATMOSFÉRICO Tanque usado para medir el caudal de flujo y obtener los factores de calibración de los medidores. No deben ser usados en pozos con producción de H2S. Figura 3.22 Esquema de un Tanque Atmosférico.25 24 – 25 EXPRO GROUP, Manual Well Test 2, PP 5-5, 2008. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 56 Cap. III: Equipos para prueba de pozo 3.5.2 U.A.G.R.M. BOMBAS DE TRANSFERENCIA Las bombas de transferencia son utilizadas principalmente para la transferencia de fluidos principalmente petróleo o condensado: Entre Tanques. Al Quemador. Re-Inyección de petróleo en Líneas de Flujo. Tipos de Bomba: Centrífugas. Desplazamiento Positivo. Bombas están disponibles en varios modelos y amplio rango de capacidades. Consideraciones para Selección de Bombas: Caudal de bombeo necesario. Presión de descarga necesaria. Características de los fluidos (Temperatura, Ácidos, etc.). Requerimientos eléctricos. La bomba más utilizada en las operaciones de Bolivia es la bomba “Wilden” (neumática), algunas de sus características son las siguientes: 3.5.3 Bombas de Diafragma operadas por Aire. Fácil mantenimiento. Amplia faja de modelos. Fácil de Instalar y operar. QUEMADORES Y LANZAS Para poder hacer la disposición de petróleo y gas durante las operaciones de prueba, es una práctica común quemar los fluidos producidos. Para las instalaciones offshore, esto requiere que un conjunto de cabezas de quemador sea colocado al final de un brazo suspenso denominado Lanza. Fluidos producidos, aire y agua son direccionados hasta el quemador y encendidos. Cortinas de agua son instaladas en “la lanza” para minimizar la radiación a la plataforma y también para consideraciones de seguridad. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 57 Cap. III: Equipos para prueba de pozo U.A.G.R.M. En trabajos en tierra un brazo de quema será usado para quemar el gas y el aceite/agua generalmente son almacenados y transportados hasta una instalación de producción para refinamiento. Quemar es generalmente un procedimiento viable para pruebas de pozo de corta duración. Hay tres tipos de quemadores en la compañía de servicio del presente proyecto: Super Green Sea Emerald Vulcan Características del quemador Super Green: Flujo: 5000 BOPD/ cabeza. Presión de trabajo: 70psi a 1330 psi. Aire: depende de la taza de flujo y SG del petróleo. Puede tener un sistema de inyección de agua. Características del quemador Sea Emerald: Cabeza compacta y leve, fabricada en acero inoxidable, Diseñada para operar con 4000 BOPD. Tiene un piloto de ignición instalado en la parte central para auxiliar la quema. Su operación es simple, limitada a mantener el piloto encendido, proveer el aire y bombear el petróleo. Características del quemador Vulcan Burner: 4 cabezas. 5,000 BOPD / Cabeza. El sistema también permite la alimentación de agua al flujo para realzar la quema. Aire: 600 Scf/min @100psi. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 58 Cap. III: Equipos para prueba de pozo 3.6 U.A.G.R.M. LABORATORIO DE PRUEBA DE POZO. El laboratorio es un taller de prueba de pozo portátil donde se realiza: Calibraciones de instrumentos. Análisis de BS&W. Análisis de salinidad de agua. Gravedad Específica del gas. Análisis de los grados API del Petróleo. Medición de y . El laboratorio también sirve como escritorio, estudio, y local para almacenamiento de equipo de pruebas. 3.6.1 ANÁLISIS DE BS&W. BS&W Sigla en Ingles que significa Agua y Sedimento básico. Indica la cantidad de agua y sedimento presente en una muestra de fluido. Hacemos Tres mediciones: Corriente abajo del Choque Manifold (Durante la limpieza del pozo). En la línea de aceite del Separador (Cálculos de flujo). En la salida para el Quemador (Evaluar el fluido de quema). Figura 3.23 Análisis de BS&W.26 26 EXPRO GROUP, Manual Well Test 1, PP 10-18, 2008. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 59 Cap. III: Equipos para prueba de pozo U.A.G.R.M. Una muestra es tomada de la corriente de flujo en un tubo centrífugo como el mostrado en la figura anterior, posteriormente se debe tomar una muestra completa hasta el punto de 100 ml, debe ser balanceado con otra muestra de igual tamaño en el lado opuesto de una centrífuga. Se realiza entonces la rotación de la centrífuga por 5 minutos permitiendo a la centrífuga que pare de girar antes de ser retirados los tubos. Al mirar la separación de los diferentes materiales se registra cuantos sólido y agua existen en la muestra. La centrífuga puede ser de operación manual, eléctrica o a aire. 3.6.2 ANÁLISIS DE LA SALINIDAD DEL AGUA. La medición de la salinidad del agua obtenida de la muestra es obtenida mediante dos formas: Usando un refractómetro. Por titulación. 3.6.2.1 REFRACTÓMETRO El refractómetro consiste en instrumento de una lente con definición de foco, prisma refractado, escala interna y ajuste de cero. El procedimiento para usar un refractómetro es el siguiente: Calibre el refractómetro con agua destilada Mientras visualizando en dirección a una fuente de luz, use la llave de ajuste cero para alinear la línea base con la escala 0. Aplique una muestra de agua producida, Cierre la tapa. Mientras visualizando en dirección a una fuente de luz, determine el punto en la escala que un cambio de color ocurre. Usando la tabla de calibración del refractómetro, determine el contenido de NaCl. Determine el contenido de cloruro divida por 1,65. 3.6.2.2 POR TITULACIÓN Para medir la salinidad del agua obtenida de la muestra se provoca la siguiente reacción: Nitrato de Plata Cloruro de Sodio Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA Cloruro de Plata Nitrato de Sodio 60 Cap. III: Equipos para prueba de pozo U.A.G.R.M. En la medición de la salinidad se busca medir el ion Cloruro, por tal motivo se lo hace reaccionar con el nitrato de plata, luego se mide el volumen utilizado en la reacción, para convertirlo en la cantidad de ion cloruro a través de la siguiente fórmula: ( ( ) ) ( )( ) (3.16) Donde: N( ) = Solución de nitrato de plata (0,0282 N o 0,282 N). Vol. (ml) = Volumen utilizado de nitrato de plata. Nota: Si la concentración iónica de cloruro del filtrado es inferior a 10.000 mg/l, utilizar la solución de nitrato de plata 0,0282 N (equivalente a 0,001 g de ion Cl- por ml). Ejemplo: ( ( ) )( ) Si la concentración iónica de cloruro del filtrado es mayor de 10.000 mg/l, utilizar el nitrato de plata 0,282 N (equivalente a 0,01 g de ión Cl- por ml). Ejemplo: ( ) ( )( ) Procedimiento para realizar una medición de salinidad: 1. Medir 1 o 2 ml de muestra de agua en un recipiente de valoración. 2. Añadir gotas de la solución de Cromato de potasio hasta que se vuelva amarillo la solución. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 61 Cap. III: Equipos para prueba de pozo U.A.G.R.M. 3. Valorar con la solución normal de nitrato de plata, gota a gota de la pipeta, hasta que el color pase de amarillo a rojo anaranjado y permanezca en este color durante30 segundos. 4. Registrar el número de ml de nitrato de plata requeridos para lograr el punto final. 3.6.3 MEDICIÓN DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS. La gravedad específica del gas de separador es determinada con el gravimétrico RANAREX. El instrumento opera con el principio de que la energía cinética del gas es comparada con la energía cinética del aire. La unidad tiene una escala específica de medición de gravedad para gas liviano de 0.52 - 1.03 y para gas pesado 0.970 - 1.90. Deseamos determinar la gravedad específica al comparar el gas siendo medido en su estado natural con un aire en condiciones estándar. 3.6.4 MEDICIÓN DE LOS GRADOS API DEL PETRÓLEO. Los Hidrómetros son los instrumentos usados para medir la gravedad del aceite y del condensado producido. La mayoría de los hidrómetros incluye un termómetro para registrar la temperatura del fluido al momento en que la gravedad es medida. Esta temperatura es necesaria para corregir la gravedad de aceite a una gravedad de estándar 60 ºF. Los hidrómetros también pueden medir la gravedad específica de agua y por su vez el porcentaje aproximado de la saturación de sal. Los hidrómetros están disponibles en alcances de gravedad de -1 a 101º API y de 0.65 a 2.0 de gravedad específica. Figura 3.24 Hidrómetro y la medición de los Grados ºAPI27 27 Expro Group, Manual Well Test 1, PP 10-22, 2008. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 62 Cap. III: Equipos para prueba de pozo U.A.G.R.M. 3.6.5 MEDICIÓN DE H2S Y CO2 Para la medición de H2O Y CO2 se utiliza una bomba manual. Para operar, simplemente romper una ampolla que es un tubo detector fresco, insertar el tubo en la bomba y jalar un volumen fijo de gas. El medio de absorción en el tubo inmediatamente hará reaccionar el gas siendo analizado, produciendo una mancha de color constante la cual varia en longitud de acuerdo a la concentración que se está midiendo. La decoloración es revisada contra una escala de ppm o porcentaje en el tubo. Figura 3.25 Bomba manual y medición de H2O y CO2.28 28 EXPRO GROUP, Manual Well Test 1, PP 10 - 20, 2008. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 63 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. CAPITULO IV ECUACIONES DE FLUJO, MÉTODOS DE ANÁLISIS, Y MEDICIONES DE FLUJO DE GAS, PETRÓLEO Y AGUA. 4.1 INTRODUCCIÓN. El objetivo de este capítulo es desarrollar y mostrar las ecuaciones fundamentales para flujo de Gas. Estas soluciones son requeridas en el diseño y la interpretación de pruebas de flujo y presión. El uso de soluciones analíticas y numéricas de la ecuación de flujo es también discutido. Daño a la formación o estimulación, turbulencia, almacenamiento de pozo son dado a consideración. Este capítulo aplica en general flujo laminar, simple y multifase, pero desviaciones debido a efectos de inercia y flujo turbulento son considerados. Para propósito de prueba de pozo flujo de dos fases en reservorio es tratado analíticamente por el uso de un equivalente de movilidad de fase de simple. La ecuación de continuidad, Ley de Darcy y ecuación de gas de estado son presentado y combinado para desarrollar una ecuación diferencial para flujo de gas a través de una porosidad media. 4.2 FLUJO LAMINAR EN ESTADO ESTABLE (STEADY-STATE). Régimen de flujo en estado estable existe cuando no hay cambio de presión en el borde externo en función del tiempo. Prácticamente, también esto significa que el gradiente de presión se mantenga con el tiempo ver figura que nos muestra esquemáticamente la distribución radial de presión en torno de un pozo productor, en régimen permanente. Las condiciones que proporcionan el régimen permanente de presión en determinadas áreas del reservorio son usualmente atribuidas a: Influjo natural de agua proveniente de un acuífero capaz de mantener la presión constante en la frontera externa del reservorio. Inyección de agua en torno del pozo productor de modo de contrabalancear la salida de los fluidos del reservorio. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 64 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. Figura 4.1 Régimen de flujo estable.1 La ley de Darcy para flujo en una porosidad media es: O (4.1) Donde: v = velocidad del gas; q = caudal de flujo volumétrico; k = permeabilidad efectiva; = viscosidad del gas; y dp/dx = gradiente de presión en la dirección del flujo Para flujo radial, Eq. 4.1 viene a hacer: ( ) (4.2) Donde r es la distancia radial y h es el espesor del reservorio. La ecuación 4.2 es una ecuación diferencial y podría ser integrada para su aplicación. Antes de integrar la ecuación de flujo debe ser combinada con una ecuación de estado y la ecuación de continuidad. La ecuación de continuidad es: 1 JOSÉ L. RIBERO S., Explotación del gas y optimización de la producción, Pág. 96, Bolivia – 2004. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 65 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. (4.3) La ecuación de estado para un gas real es: (4.4) El caudal de flujo de un gas es usualmente deseado a algunas condiciones estándares de presión y temperatura, Psc y Tsc. Usando estas condiciones en Ec. 4.3 y combinando las ecuaciones 4.3 y 4.4, nosotros conseguimos: O Resolviendo para qsc y expresando qsc con Ec. 4.2 se consigue: Las variables en esta ecuación son p y r. Separando las variables e integrando: ̅ ̅ ∫ ̅ ̅ ̅ ̅ ∫ ( ) Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 66 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. ( ̅ ̅ ̅ ) ̅ ( (4.5) ) En esta derivada es asumido que U.A.G.R.M. y z son independiente de la presión. Ellos podrían ser evaluados a temperatura y presión promedio del reservorio en el área de drene tal como: ̅ En unidades de campos de gas, Eq. 4.5 viene a hacer: ( ̅ ̅ ̅ ( ̅ ) ) (4.6) ⁄ ; k = permeabilidad en mD; h = espesor de la formación en pies; Donde: Presión del reservorio, psi, pw = Presión de fondo fluyente, psia, T = temperatura del reservorio, °R; radio de drene, ft; ̅ = factor de compresibilidad promedio, adimensional; y ̅ = Viscosidad del gas, cP. Esta ecuación incorpora los siguientes valores para la presión y temperatura estándar: El caudal de Flujo de gas es directamente proporcional a las pseudo-presiones. La pseudopresión es llamada “Potencial de gas real” y es definida como: ( ) ∫ (4.7) En la ecuación 4.7, es una presión de referencia. A la presión de referencia, la pseudopresión es asignada un valor de dato de cero. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 67 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. Cuando la presión es menos de 2000 psi, el producto simplificado a: es siempre constante y m (p) es ( ) ∫ ⁄ ( ) ( ) En pozos de gas de baja presión, es posible analizar la prueba en términos de presión al cuadrado . Cuando la presión es más alta que 3000 Psia, el producto µZ tiende a ser proporcional a la Presión y p/µZ puede ser considerado como una constante. La pseudo presión m (p) llega a ser: ( ) ∫ ( ) ( ⁄ ) ( ) En pozos de alta presión, el gas se comporta como un fluido ligeramente compresible, y el dato de presión puede ser usado directamente para el análisis. Entre 2000 Psia y 3000 Psia, ninguna simplificación es disponible y m(p) puede ser usado. Presión (psia) 2 Figura 4.2 Variación isotérmico de µz con respecto a la presión. 2 JOSÉ L. RIBERO S., Explotación del gas y optimización de la producción, Pág.105, Bolivia - 2004. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 68 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. Las ecuaciones 4.6 en términos de pseudo presión vienen a hacer: ( ( ̅) ( )) ( ( ) ) ( ) exhiben y m(p) tienen idéntico valores hasta 2500 Psia. Arriba de 2500 Psia, valores diferentes. Así que, debajo de 2500 Psia, ya sea o m(p) puede ser usado. Arriba de 2500 psia, m(p) debería ser usado. 4.3 FLUJO TURBULENTO EN ESTADO ESTABLE (STEADY-STATE) El anteriormente citado estado de flujo estable no asume flujo turbulento en la formación y ningún daño a la formación (“Skin”) alrededor del Pozo. Las presiones elevadas al cuadrado y las pseudo presiones de las ecuaciones en estado estable incluyendo turbulencia son: [ ( ̅) ( ) ] [ ] ( ) ( ) ( ) Donde: ̅ La expresión D es el coeficiente de flujo “No Darcy” y es calculado a partir de: ( ) O; ( Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA ) 69 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. Donde k es la permeabilidad cerca de la región del pozo en Md. Las anteriores ecuaciones 4.11 y 4.12 tienen las formas: ( ) Donde: [ ( ̅) ( ( ⁄ ) ) ] ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Donde: [ 4.4 ( ⁄ ) ] FLUJO EN ESTADO PSEUDO-ESTABLE (PSEUDO-STEADY-STATE). El estado pseudo-estable significa que la presión en el borde externo no se mantiene, y al momento que el régimen de flujo llega a tocar las fronteras, genera agotamiento lo que significa que la presión en el borde externo cae en función del caudal que sale del yacimiento y esa caída de presión se refleja en todo el gradiente de presión en la misma manera, en otras palabras 5 psi que caen en un día en el borde externo son 5 psi que caen en cualquier punto del reservorio. El régimen semi estable o pseudo estable, usualmente ocurre en las siguientes situaciones: Pozo produciendo a un caudal constante de un pequeño reservorio cerrado. Reservorio drenado por muchos pozos. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 70 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. Figura 4.3 Régimen de flujo pseudo estable (Semi estable).3 Las ecuaciones para flujo en estado pseudo estable en términos de presiones elevadas al cuadrado y pseudo presiones son: En término de presiones al cuadrado (̅ ̅ ̅ ( ) ( ⁄ ) ) Los efectos de daño Skin y turbulencia son incluidos en la ecuación 4.17 como sigue a continuación: (̅ ̅ ̅[ ( ⁄ ) ) ] ( ) Frecuentemente es necesario resolver la ecuación 4.18 para una presión o caída de presión para un caudal de flujo conocido, 3 JOSÉ L. RIBERO S., Explotación del gas y optimización de la producción, Pág. 96, Bolivia - 2004. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 71 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. ̅ ̅ [ ( U.A.G.R.M. ⁄ ) ] ( ) La ecuación 4.19 puede ser escrita como sigue: ̅ ( ) Donde: ̅ ̅ ̅ [ ( ) ] ̅ La ecuación 4.19a puede ser escrita para un flujo en estado pseudo estable como: ̅ ̅ ̅ ( ) ̅ (4.19b) Esta forma de la ecuación incluye la suposición que Donde: ̅ ̅ ̅ ̅ Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 72 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. En términos de Pseudo presión: (̅ ) ( ) ( ) Donde: [ ( ) ] La ecuación puede ser escrita para flujo pseudo estable como sigue: (̅ ) ( ) * ( ) + [ ] (4.19d) 4.5 MÉTODOS DE ANÁLISIS DE PRUEBA. La habilidad de analizar el comportamiento y pronóstico de los pozos de gas y el índice de productividad de los mismos, no los dan los métodos de interpretación de prueba, ya que podemos realizar un análisis completo de los resultados que arrojan las pruebas de pozo. En la bibliografía actual, existen varios métodos de interpretación de pruebas de los cuales tomaremos los tres más principales: Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 73 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. 4.5.1 U.A.G.R.M. MÉTODO SIMPLIFICADO En 1936, “Rawlins y Schellhardt”, presentaron la siguiente ecuación: ( ) ( ) Donde “C” contiene todos los términos diferentes de la presión; como la viscosidad del gas, permeabilidad al flujo de gas, la temperatura de la formación, etc. El exponente “n” puede variar de 1 para flujo completamente laminar y 0.5 para un flujo completamente turbulento. Si los valores para el coeficiente de flujo C y exponente n puede ser determinado por el régimen de flujo para cualquier valor de Pwf, puede ser calculado, el caudal y se puede construir la curva del comportamiento de flujo de entrada. Un parámetro comúnmente usado para ver el potencial cuando la Pwf = 0, es llamado Potencial Absoluto de Flujo Abierto (AOF), el cual es definido como el máximo caudal que un pozo de gas produciría sin contrapresión. Considerando el método clásico, se tiene dos constantes para determinar “C” y “n”. La teoría indica que “C” es una función de radio de investigación que significa que si dos periodos de flujo poseen un mismo radio de investigación, ellas tendrán el mismo “C”. Para periodos estables de flujo, el “C” será el “C” estabilizado, que es el que estamos tratando de determinar. La ecuación 4.20 puede ser escrita de la siguiente manera: ( ) ( ) La grafica logarítmica log-log de la diferencia de presión ( )versus , nos muestra una línea recta (Figura 4.4), el factor de turbulencia expresado por (n) es inverso a la pendiente de esta línea. La figura también nos muestra, una prueba de producción con cuatro caudales de flujos, que estarían sobre una misma línea recta mostrando una condición de flujo estabilizado. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 74 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. El valor del exponente n relacionado al coeficiente de turbulencia se puede determinar gráficamente de la diferencia de caudal dividido en relación de la diferencial de presión en cualquier punto de la línea recta. En forma analítica mostraremos en la siguiente ecuación: ( ) ( ( ) ) Una vez determinado el valor del exponente n, el valor C se puede determinar usando la siguiente ecuación: ( ( ) ) El valor de la constante C en base a los datos de reservorio puede ser representado por la siguiente ecuación: (( ⁄ ) ) [ ] ( ) Figura 4.4 Análisis simplificado de prueba.4 4 JOSÉ L. RIBERO S., Explotación del gas y optimización de la producción, Pág. 108, Bolivia - 2004. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 75 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. Figura 4.5 Análisis Simplificado para un caudal estabilizado.5 4.5.2 MÉTODO JONES BLOUNT AND GLAZE. En 1976 Jones Blount and Glaze, sugieren un procedimiento de análisis que permite determinar el efecto de turbulencia o no, que se presenta en la completación de pozos independiente del efecto de daño y flujo laminar. El procedimiento también avala el coeficiente de flujo laminar A, y el efecto de daño si el producto Kg h es conocido. La ecuación presentada para flujo de estado estable (“steady-state flow”) incluyendo el factor de turbulencia es: ̅ ̅ ( ) ̅ ( ) ( ) El primer término de lado derecho es la caída de presión de flujo laminar o flujo Darciano, en cuanto al segundo término, es la caída de presión adicional debido a la turbulencia. Algunas veces es conveniente establecer una relación entre dos parámetros que indican el grado de turbulencia que ocurre en un reservorio de gas. Estos parámetros son: 5 JOSÉ L. RIBERO S., Explotación del gas y optimización de la producción, Pág. 109, Bolivia - 2004. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 76 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. el coeficiente de velocidad y el coeficiente de turbulencia B. La ecuación 4.25 se puede describir para un flujo de estado semi-estable o pseudo estable como: ̅ ̅ ( ) ̅ ( ) Los términos de la ecuación 4.26 son agrupados en dos coeficientes de la siguiente manera: Coeficiente Laminar ̅̅ ( ) ( ) ( ) Coeficiente Turbulento ̅ Por lo tanto, la ecuación 4.26 toma la forma de la ecuación 4.19a, dividiendo esta por q toma la forma de ecuación general propuesta por Jones, Blount and Glaze. ( ) Para determinar los dos coeficientes existen dos formas: La primera hace uso de las pruebas convencionales con dos o más valores de flujo estabilizado, por los menos un flujo estabilizado en pruebas de flujo isocronal. Los datos de caudal y presión obtenidos en la conducción de estas pruebas de flujo isocronal. Los datos de caudal y presión obtenidos en la conducción de estas pruebas son producidas en coordenadas cartesianas como Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 77 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. ( ⁄ ) , en el eje de las coordenadas y q, en el eje de las abscisas. En el diagrama resultante muestra una línea cuya pendiente es el coeficiente B que indica el grado de turbulencia. Prolongando la recta hasta el eje de las coordenadas se tiene le coeficiente laminar A, adoptando en este caso el de ( ⁄ ) para un caudal igual a cero, resultado que muestra la existencia o no, de daño a la formación. El segundo camino es de simples substitución de los parámetros, previamente determinados en las ecuaciones 4.27 y 4.28. Una vez determinados los coeficientes A y B se procede a la construcción de la curva del comportamiento IPR, asumiendo diferentes valores de presión de fondo fluyente, Pwf, determinando los caudales para estos mismo valores. También podemos asumir los caudales de producción y determinar las presiones fluyentes indiferentemente. Las ecuaciones presentadas son: √ √ ( ( ) ) ( ) ( ) Figura 4.6 Análisis método Jones, Blount and Glaze.6 6 JOSÉ L. RIBERO S., Explotación del gas y optimización de la producción, Pag. 111, Bolivia - 2004 Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 78 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. Gráficamente se puede determinar los coeficientes A y B: (4.32) ( ) (4.33) Para tener alguna medida cualitativa de importancia en la contribución del efecto de turbulencia en una estabilización, Jones sugirió la comparación del valor de A calculado del Potencial AOF y el valor de A´ estabilizada calculada con la siguiente fórmula: ( ) ( ) ANÁLISIS DE LA TERMINACIÓN DEL POZO DESPUÉS DE UNA PRUEBA: 1. Si el valor de A es bajo y menor a 0.05 no existe daño en la formación. 2. Si el valor de A´/A es bajo menor que 2 existe una pequeña turbulencia en el Pozo. 3. Si el valor de A y A´/A son bajos el pozo tiene una buena completación. 4. Si el valor de A es bajo y A´/A es alto existe insuficiencia de área de perforación y la estimación acida no es recomendable. 5. Si el valor de A es alto y A´/A es bajo es recomendable una estimulación de pozo. 4.5.3 MÉTODO DE ANÁLISIS LIT (PSEUDO-PRESIONES) La importancia de considerar las variaciones de viscosidad y el factor de compresibilidad con la presión, en reservorios muy compactos donde el gradiente de presión es pocas veces pequeño, debido a los problemas de las variaciones del factor de compresibilidad y viscosidad del gas en determinados rangos de presión se utilizo la pseudo presión para obtener más correctos, la ecuación 4.7, logrando así mismo un análisis más riguroso de los fenómenos de flujo, conocido también como Análisis Laminar Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 79 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. Turbulento (LIT). La ecuación diferencial de Pseudo-presiones para un régimen semiestable es modificada para dar una expresión equivalente a la ecuación 4.19c. ( ) ( ) ( ) ( ) Los coeficientes A y B indican también el tipo de flujo: laminar y turbulento respectivamente, estos coeficientes se obtienen mediante ponderación utilizando el concepto de mínimos cuadrados. ∑ ∑ ( ) ∑ ∑ ∑ ∑ ( ) ∑ ( )∑ ∑ ∑ ( ) ∑ ∑ ∑ ( ) ( ) Una vez encontrados los coeficientes de A y B se substituyen en la ecuación 4.35 encontrando de esta manera la ecuación general para este método, visualizando el comportamiento del influjo, construyéndose el mismo procedimiento descrito por Jones, Blount y Glaze, excepto que se entregan valores de diferencial de Pseudo- presión en lugar de diferencial de presión al cuadrado. 4.6 MEDICIONES DEL FLUJO DE GAS. Hay varias aplicaciones de la medición de caudal de gas, entre las más importantes están: La medición exacta del gas producido por un pozo de gas. La determinación de la proporción Gas-Petróleo (GOR) para un pozo de petróleo. El GOR es una medición importante requerida por muchos estados y autoridades nacionales para revisar que el pozo está produciendo dentro de límites aceptables. También lo utilizan los ingenieros de reservorio para evaluar el pozo y el desempeño del reservorio. La recombinación precisa de las muestras de petróleo y gas tomadas en el separador para obtener una muestra representativa del fluido del reservorio. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 80 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. Todos los medidores constan de dos partes bien definidas: El Elemento Primario, el cual está en contacto con el fluido que se va a medir, y el Elemento Secundario, el cual registra o indica los resultados. El Elemento Primario en la medición del gas incluye la placa de orificio, el soporte del orificio, las conexiones de presión y los tubos medidores (secciones adyacentes de la tubería). Una ventaja importante sobre otro tipo de elementos es que estos no requieren calibración para mediciones exactas. Esto se debe al gran número de estudios y pruebas las cuales han establecido las características del elemento primario. La mayoría de mediciones de gas actualmente se llevan a cabo mediante el medidor de orificio debido a su bajo costo, facilidad de fabricación a la exactitud necesaria, flexibilidad y simplicidad de operación. Debido a estas características probablemente se continuará usando indefinidamente. El Elemento Secundario mide y registra la presión diferencial a través del orificio y otros parámetros requeridos para la determinación del caudal de flujo, tales como presión estática y temperatura. Los fuelles tipo Barton 199 con el registrador asociado 202-A tienen condiciones para instalación y operación correcta, errores y otras características las cuales son independientes de las del elemento primario. Registrador de Presión Diferencial Medidor de Orificio Diferencial Figura 4.7 Esquema de un medidor de orificio Daniel sénior y un registrador de presión diferencial barton.7 7 POWER WELL SERVICE, Manual Well Test, PP 6 – 52, 2005. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 81 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. 4.6.1 U.A.G.R.M. ELEMENTOS DE UN MEDIDOR DE ORIFICIO Constan de las siguientes partes: PLACA DE ORIFICIO El orificio es un hueco circular en una placa plana delgada de acero inoxidable u otro material no corrosible. Una placa de orificio produce un cambio en la velocidad del gas, causando una diferencial de presión medible. El orificio es la parte más crítica del elemento primario. Asegúrese que el orificio esté limpio, libre de mellas, plano y que el extremo de ingreso este afilado. Se requiere que en el medidor deslice una placa de orificio biselada de 1/8” de espesor. El orificio biselado debe ser instalado con el bisel corriente abajo. El orificio que este raspado, en caso de erosión, debe ser reemplazado, o si se observa otro daño como un extremo redondeado corriente arriba. SOPORTE DE ORIFICIO (PORTA PLACAS) Cuando el caudal de flujo varía, el medidor “sénior” Daniel suministra un método rápido, seguro y simple de cambiar la placa de orificio sin interrumpir el flujo. Comprende dos compartimentos separados por una válvula de compuerta. El porta orificio se levanta y se baja mediante un mecanismo de doble cremallera y piñón. Todas las partes pueden ser reemplazadas o reparadas sin quitar el accesorio de la línea. CONEXIONES DE PRESIÓN Los puertos de presión para unir las líneas de presión diferencial y estática están integrados con bridas, para que se pueda mediar la diferencia de presiones corriente arriba y corriente abajo del orificio. Las ubicaciones de los tapones de presión usados generalmente para medir gas se conocen como “tapones de brida”. Los tapones de brida están centrados una pulgada corriente arriba y una pulgada corriente debajo de las caras correspondientes a la placa de orificio. TERMÓMETROS Los termómetros se deben ubicar para percibir la temperatura promedio del gas en la placa de orificio. Los termómetros se deben colocar más o menos a 4 diámetros de tubería y corriente abajo de la placa de orificio. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 82 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. TUBOS MEDIDORES Y STRAIGHTENING VANES El término “tubos medidores” se refiere a las secciones rectas de tubería corriente arriba y corriente abajo entre el orificio y los accesorios más próximos. Remolinos debido a alguna obstrucción fija o irregularidad tal como una válvula o una curva, pueden afectar la medición de la presión. Un método de eliminar esto es tener una longitud suficiente y recta de tubería delante de cualquier sección donde se vaya a medir presión estática. Sin embargo, otros métodos tales el uso de Straightening Vanes pueden ayudar a mantener recto el flujo. Los Straightening Vanes se componen de un número de pasajes paralelos de dimensiones transversales pequeñas instaladas en la tubería. Para máxima eficiencia, ningún pasaje debe tener un área mayor de 1/16 del área de sección transversal interna de la tubería y la longitud debe ser por lo menos 10 veces las dimensiones transversales máximas de los pasajes. Figura 4.8 Esquema de los straightening vanes.8 4.6.2 PRINCIPIOS DE LA OPERACIÓN EN LA MEDICIÓN DE FLUJO DE GAS. El principio físico en que está basada la medición de flujo de gas es: “La perdida de presión de un fluido fluyendo a través de una constricción en la línea es proporcional a la velocidad al cuadrado del fluido”. El Medidor de Orificio de Daniel Sénior utiliza un esquema de cámara doble que coloca una placa de orificio en una corriente de flujo, La placa de orificio genera una caída de presión a medida que el fluido se mueve a lo largo del Medidor de Orificio Daniel Sénior. Al medir la caída de presión a través de las llaves de flujo suministradas con el Medidor de Orificio de Daniel Sénior y usando esta caída de presión (presión diferencial) en una ecuación universalmente aceptada, es posible calcular el flujo a lo largo del dispositivo. 8 EXPRO GROUP, Manual well test 2, PP 6 – 7, 2008. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 83 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. El diseño de cámara doble del Medidor de Orifico de Daniel Sénior permite la inspección y/o sustitución de las placas de orificio bajo la línea de Presión sin interrupción del flujo. La presión corriente arriba y corriente abajo, El diámetro del orificio, la temperatura y la gravedad de gas son usadas para calcular el caudal de gas. Figura 4.9 Esquema del comportamiento de la presión en la medición del caudal del Gas.9 A continuación se indicara los cambios en la presión durante la medición de Gas: Pérdida de presión entre A y B debido solo a la fricción en la línea. Entre B y E la presión aumenta debido a la resistencia causada por el orificio. Después la presión cae rápidamente entre E y G debido al aumento de la velocidad. V es la Vena Contracta, la sección donde el fluido ocupa el área mínima. Entre G y H la presión es recuperada debido a la disminución de la velocidad. Entre los puntos C y F la caída de presión en el orificio es medida para calcular el flujo de gas. Ubicación del Tapón de Presión Diferencial Un punto que se debe enfatizar es que la presión diferencial medida a través de un orificio no depende simplemente del diámetro del orificio, sino también de la ubicación de los tapones de presión. Los tapones de bridas son los más ampliamente utilizadas, pero los tapones de tubería son estándar en algunas compañías. 9 EXPRO GROUP, Manual well test 2, PP 6 – 9, 2008. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 84 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. Los tapones de tubería están localizadas 2.5 diámetros de tubería corriente arriba y 8 diámetros corriente abajo del orificio. La ubicación de la toma corriente arriba relativamente no es importante, el aumento de presión es leve y aun sin importancia para proporciones de diámetro (d/D) por debajo de 0.5. Sin embargo, la ubicación de la toma de presión corriente abajo es de particular importancia. La mejor medición se obtiene en un punto donde la curva de presión es plana, por ejemplo, entre el orificio y la “vena contracta”, como es el caso con tapones de brida para tamaños de tubería de 2” o más. Los datos para los dos tapones de brida y de tubería se suministran en el “Reporte No. 3 de AGA”. Los tapones de brida, son usados más comúnmente en mediciones de flujo industrial por las siguientes razones: 4.6.3 Los tapones de brida permiten mediciones más exactas. Los tapones de brida requieren un diseño de tubería más simple que los tapones de tubería. La tolerancia en los diámetros de tubo del medidor es más grande con los tapones de brida que con los tapones de tubería. El factor de expansión Y2 varía menos para los tapones de brida que para los tapones de tubería. CALCULO DEL CAUDAL DE GAS A TRAVÉS DE LA PRESIÓN ESTÁTICA Y DIFERENCIAL. El caudal de Gas es calculando a través de la Presión Diferencial y la Presión Estática con la siguiente fórmula: √ ( ) Donde: = Caudal de gas (MMPCD) = Presión Diferencial (in. ) = Presión del Separador (psia), medida corriente debajo de la placa. = Constante Numérica (Depende de los diferentes factores de corrección por temperatura, gravedad especifica, etc.) Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 85 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. La constante C es: ( ) Donde: = Factor de Conversión de Unidades. = Factor Básico de Orificio. = Factor de Gravedad Específica. = Factor de Expansión. =Factor de Temperatura. =Factor de Súper compresibilidad. Factor de Numero de Reynolds. PRESIÓN DIFERENCIAL, Hw. La presión diferencial es la diferencia de presión que existe antes y después del medidor de orificio Daniel, provocada por una placa de orificio, esta diferencial de presión es mínima y es medida en pulgadas de agua (in. H2O), a través de un registrador de presión Barton, que mide la diferencia de presión por el movimiento de un fuelle metálico o diafragma que resiste contra un rango de resorte calibrado. Figura 4.10 Esquema de un registrador de presión barton.10 10 Power Well Service, Manual Well Test, PP 9 – 13, 2005. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 86 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. PRESIÓN ESTÁTICA, Pf. Es la presión del Separador medido antes del medidor de orificio Daniel en unidades absolutas Psia, con un registrador de presión Barton, mediante un tubo Bourdon compuesto de una sección transversal de corte levemente aplanado de tubería en serpentín, que reacciona a la presión causando que la espiral se desenrolle con el aumento de presión y se enrolle con reducción de presión. Figura 4.11 Esquema de un elemento de presión estática.11 FACTOR DE CONVERSIÓN DE UNIDADES, Fu. Factor de conversión de unidades del caudal gas, que depende de las unidades de las condiciones estándar. Tabla 4 Factor de conversión para el flujo de gas.12 11 Power Well Service, Manual Well Test, PP 9 - 14. - Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 12 Schlumberger , Manual Well Testing, 1998. 87 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. FACTOR BÁSICO DE ORIFICIO, Fb. El valor de este factor depende de: la ubicación de los tapones diferenciales; el diámetro del orificio, d; y del diámetro interno de la tubería, D. Para orificios estándar y tubos medidores y para tapones de brida el valor de Fb. está dado en tabla (Ver Anexo). Tenga la certeza de usar el calibre correcto de línea estampado en la caja Daniel y la brida. (4.40) Donde: (4.41) ( ) (4.42) Ke y B difieren dependiendo si las conexiones del medidor de orificio Daniel son tapones de brida o de tubería. TAPONES DE BRIDA ⁄ ( ⁄ ) ) ( ( ⁄ ⁄ ) ( ( ) ( ) ( ⁄ ⁄ ) )( ( ) ) (4.43) ⁄( ) (4.44) TAPONES DE TUBERÍA ( ( ⁄ )( ⁄ ) ( ) ⁄ ⁄ ) ( ⁄ ) (4.45) (4.46) Donde: ⁄ Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA (4.47) 88 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. FACTOR NÚMERO DE REYNOLDS, U.A.G.R.M. . El factor numero de Reynolds, Fr es calculado con la siguiente fórmula: (4.48) √ Donde: ( √ ) √ (4.49) Note: Resolviendo para K anteriormente dará lugar a dos soluciones, la solución positiva debe ser elegida. A continuación se describe la rutina de revisión para el cálculo de Fr. (4.50) ) ( √( ) (4.51) ( ( ) )( ) (4.52) (4.53) Difiere dependiendo del tipo de conexión del medidor de orificio “Daniel”, si es tapón de brida o de tubería. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 89 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. TAPONES DE BRIDA ⁄( ) (4.54) TAPONES DE TUBERÍA (4.55) Donde: = Numero de Reynolds del diámetro interior del Orificio. = Peso Especifico de un gas @ 14.7 psia y 32 °F. FACTOR DE GRAVEDAD ESPECÍFICA, Fg. El factor de Gravedad Específica está dado en las Tablas. Este puede también calcularse usando la relación: (4.56) ; Donde G es el Peso especifico del Gas. FACTOR DE EXPANSIÓN, Y. Cuando un gas fluye a través de un orificio, el cambio en la velocidad del fluido y la presión estática es acompañado por un cambio en la densidad. El factor de expansión (Y) es usado para ajustar este cambio. El factor variara dependiendo de: a. Medidor con conexión tapón Brida o Tubería. b. Medición aguas arriba o aguas abajo de la presión estática. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 90 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. TAPONES BRIDA La presión estática absoluta tomada en el tapón aguas arriba: ( )( ) (4.57) (4.58) La presión estática absoluta tomada en el tapón aguas abajo: ( √ )( √ ) (4.59) (4.60) TAPONES DE TUBERÍA La presión estática absoluta tomada en el tapón aguas arriba: ( ( )) ( ) (4.61) (4.62) La presión estática absoluta tomada en el tapón aguas abajo: √ ( ( )) ( √ ) (4.63) (4.64) Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 91 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. Nota: K se denomina el exponente isentrópico. Esta es una práctica aceptada para aplicaciones de gas natural para utilizar k=1,3. Una explicación completa de esto puede encontrarse en A.G.A. informe 3, pagina 11. El factor de expansión también se encuentra en tablas (ver anexo) y depende de: La relación de la presión diferencial con la estática, hw/pf. La relación del diámetro, B = d/D La ubicación de los tapones de presión. La ubicación de los tapones de presión estática (Corriente abajo es estándar). FACTOR DE TEMPERATURA, Ftf. El factor de temperatura corrige la temperatura absoluta que difiera de60ºF. Ftf es dado, pero puede ser calculado como sigue: √ (4.65) FACTOR DE SÚPER COMPRESIBILIDAD, Fpv. Para obtener la relación se asumió que el peso específico del gas aumentaría directamente con la presión absoluta e inversamente con la temperatura absoluta, que es el caso para un gas perfecto. Sin embargo, los gases reales se pueden desviar marcadamente de esta relación y de esta forma se introduce el factor de súper-compresibilidad que cuenta para la desviación del gas natural de las leyes del gas ideal. Para calcular este factor se utiliza la siguiente ecuación: (4.66) Para el cálculo del factor Z se utilizara la correlación de Dranchuk et, esta se considera la reproducción más precisa, la corrección para gases sulfurosos se realizara con la correlación de Wichert-Aziz (CWA). Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 92 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. Los siguientes calculados se llevan a cabo: (4.67) (4.68) (4.69) ( ) ( (4.70) ) [( (4.71) ) ( ) ] ( ) (4.72) (4.73) ( ) ( ) (4.74) Donde: ⁄ (4.75) (4.76) ⁄ (4.77) El factor Z es entonces dado por: (4.78) Donde: (4.79) Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 93 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. (4.80) La densidad pseudocritica, dr, es encontrada iterativamente usando lo siguiente: ( ) ( ) ( ) ( ) (4.81) ( [ ) ( ( ) )] (4.82) ( ) (4.83) Donde: ⁄ ⁄ El valor inicial es dado por: (4.84) Se han desarrollado varios procedimientos para determinar empíricamente el factor de super-compresiblidad, Fpv. El AGA ha publicado tablas en el “Manual para la Determinación de los Factores de Super-compresiblidad del Gas Natural” – Proyecto No. 19”. (Ver anexos) Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 94 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. 4.6.4 U.A.G.R.M. MINIMIZANDO ERRORES. El medidor de orificio se debe usar solamente con fluidos limpios. Nunca se debe usar durante la limpieza del pozo. Para estimar el caudal de gas en flujo de limpieza se debe utilizar ecuación de flujo para Choque. CONDICIÓN DEL BORDE DEL ORIFICIO. El orificio es la parte más crítica del elemento primario. Revise y asegúrese que el orificio esté limpio, libre de mellas y que el borde de ingreso esté afilado. El orificio se debe instalar con el bisel corriente abajo. El orificio se debe desechar y reemplazar si se observa daño. TIPOS DE SELLO DE PLACA DE ORIFICIO. Los sellos de orificio están disponibles en varios materiales y tamaños. Los materiales más comunes del sello son nitrilo para servicio estándar. Teflón y Viton son para servicio amargo (Sour). Los sellos de Teflón son más difíciles para que suministren un sello adecuado dependiendo de la condición de la superficie del diámetro del medido y el sello mismo. CONDICIONES DE LOS TUBOS MEDIDORES. Se introducen algunos errores en medición como resultado de la variación en el terminado interno de los tubos medidores. Los coeficientes aceptados se obtuvieron con tubos medidores construidos de tubo de hierro comercial con superficies internas ásperas que corresponden a tal tipo. Este se debe limpiar y dejar libre de depósitos, golpes y otras irregularidades. Para mejorar la suavidad (la aspereza no debe exceder los 300 micro pulgadas) se pude maquinar las paredes, limar, recubrir y/o pulir. Las mediciones serían bajas con una superficie de interior áspero y altas con una superficie demasiado suave en la superficie interior del tubo. SELECCIÓN DEL DIÁMETRO DE ORIFICIO. El efecto del diámetro de la tubería y la aspereza, molestan corriente arriba la longitud del tubo medidor, el tamaño del hueco del tapón y la ubicación, cavidad de la brida y otras fuentes de variación de la medición son aumentadas a medida que la relación del diámetro β = d/D aumenta. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 95 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. Para la medición más exacta, como la que se necesita para propósitos de muestreo, por ejemplo, la importancia de mantener una proporción de diámetro baja no puede ser tan destacada. En las relaciones de radios a continuación 0.15, sin embargo, se encuentra dificultad de datos inadecuados. Por esta razón se debe evitar relaciones de diámetros extremadamente bajas. Como lo recomienda AGA el tamaño del orificio se puede determinar de forma que: 0.15 < d/D < 0.70 Para propósitos de muestreo, sin embargo, se recomienda lo siguiente: 0.30 < d/D < 0.65 SELECCIÓN DE ESCALAS HW Y PF. Como consecuencia de la relación de raíz cuadrada entre Hw., pf y el caudal de flujo, se debe evitar valores bajos de Hw. y Pf. Las escalas y el tamaño de orificio se deben escoger de forma tal que las presiones diferencial y estática se leerán entre 30% y 90% de la escala completa. FRECUENCIA DEL PESO ESPECÍFICO DEL GAS Y EL FACTOR DE SUPERCOMPRESIBILIDAD. La presión diferencial, Hw. y por lo tanto, el caudal de flujo del gas, depende de las características del gas, las más críticas de las cuales son el factor de Supercompresibilidad y el peso específico. El valor exacto de Fpv se puede determinar solamente de forma experimental o cuando se conozca la composición del gas. En otros casos, por ejemplo, cuando se conozca solamente el peso específico, Fpv se puede estimar utilizando tablas o cartas empíricas. En este caso el valor estimado utilizado tiene que reportarse para permitir que se haga la corrección necesaria cuando se determina el valor exacto en el laboratorio. Excepto para condiciones de presión baja y temperatura alta no se puede ignorar este factor. Por ejemplo, a 100 psig y 100ºF para una gravedad de gas de 0.7, Fpv = 1.0085. Si el factor se ignora, el error será del 0.85%. Sin embargo, a 100 psig y 40ºF, Fpv = 1.16. Si el factor se ignora esta vez el error será del 16%. Un cambio de 2% en Peso Específico G, por ejemplo de 0.700 a 0.714, afecta inversamente el caudal de flujo en 1%. Por esta razón, recomendamos por lo menos una medición de la gravedad del gas en cada caudal de flujo durante la prueba. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 96 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. EFECTO DEL LÍQUIDO ARRASTRADO. El líquido arrastrado (condensado) puede formar una mezcla en el fondo de la línea horizontal adelante del orificio. Este depósito de líquido disminuye la contracción del chorro disminuyendo así el diferencial. También el fluido puede entrar en las líneas Barton causando lecturas de diferencial ya sea alta o baja (dependiendo del tapón inundado). Esto puede causar un error sustancial y se recomienda cuando se mida gas húmedo levantar el orificio de vez en cuando para sangrar el líquido acumulado. Para evitar este problema, y asegurar exactitud del medidor, el gas debe permanecer en una fase sencilla y la separación del gas del líquido producido debe lograrse adelante del medidor. EFECTO DE LOS HIDRATOS. Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión en la válvula de contra presión, se pueden formar hidratos ya sea por taponamiento intermitente de la válvula o causando que se congele. En cualquier caso, el resultado será pobre regulación de la presión causando que las presiones diferencial y estática fluctúen y haciendo que el cálculo exacto del caudal de flujo sea imposible. El remedio ya sea es, aumentar la temperatura de separación o, si el calentador es inadecuado, inyectar metanol corriente arriba de la válvula de contrapresión. 4.6.5 CALCULO DEL CAUDAL DE GAS A TRAVÉS DEL CHOQUE. La medición de gas a través del choque se la realiza cuando no existen las condiciones para medir a través de un medidor de orificio en un separador, esto es normalmente en flujo de limpieza donde existen sólidos que pueden dañar a los equipos de medición. Cuando el flujo de gas o la mezcla gas-liquido fluyen a través del choque el fluido puede acelerarse hasta alcanzar la velocidad del sonido en la garganta del choque, cuando esta condición ocurre el fluido es llamado critico, y el cambio de presión aguas abajo del choque no afecta el caudal de flujo, porque las perturbaciones de la presión no pueden viajar agua arriba más rápido que la velocidad sónica. Para el cálculo de caudal de gas a través de choque se lo realizara en flujo critico, ya que el caudal es independiente de la relación de presión aguas arriba/aguas abajo. La condición de flujo critico es la relación entre la presión aguas abajo y aguas arriba menor o igual a 0.5. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 97 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. Figura 4.12 Relación de presión a través del choque.13 A continuación correlaciones para el cálculo de un estimado de gas a través del choque: NAM ( ) (4.85) BP ( ) (4.86) Texas A&I ( ) ( √ ⁄ ( ) ) (4.87) Donde: WHP = Presión Aguas Arriba, psig. WHT = Temperatura Aguas Arriba, °F. Chk = Tamaño del Choque, in. SGg = Gravedad especifica del gas, a dimensional. 13 JOSÉ L. RIBERO S., Explotación del gas y optimización de la producción, Pág. 190, Bolivia - 2004. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 98 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. 4.6.6 U.A.G.R.M. MEDICIÓN DEL FLUJO DE PETRÓLEO La medición del flujo de petróleo se lo hace a través del tanque atmosférico (gauge tank) o a través de registradores de caudal en el separador (flocos, rotrones o turbinas), pero al igual que el flujo de gas hay que corregir el flujo de petróleo por varios factores que influyen, mediante la siguiente fórmula: ( ) ( ) (4.88) Donde: NetVol.STP : Vr : Vcf : BSW : Omcf : Shr Volumen neto de Petróleo a condiciones estándares. Volumen de petróleo observado en el registrador o el tanque. Factor de conversión de volumen por temperatura. Sedimento básico y agua. Factor de corrección por medición (vol.tank / vol. Registrador). : Factor de encogimiento del petróleo (Shrinkage). En Prueba de Pozo existen 4 métodos para medir el flujo de petróleo: 1. MEDICIÓN DEL FLUJO CON AYUDA DE UN MEDIDOR DE PETRÓLEO Y PROBADOR DE ENCOGIMIENTO. El encogimiento es medido con un probador de encogimiento por desgasificación a presión atmosférica. El factor de corrección del medidor de petróleo es estimado en avance con el agua. 2. MEDICIÓN DEL FLUJO CON LA AYUDA DE UN MEDIDOR DE PETRÓLEO Y TANQUE DE MEDICIÓN. El encogimiento está incluido en el valor de Omcf. El Omcf es estimado durante la prueba, por la medición simultanea entre el medidor de petróleo y el tanque de medición. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 99 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. 3. U.A.G.R.M. MEDICIÓN DEL FLUJO SOLO CON LA AYUDA DE UN MEDIDOR DE PETRÓLEO. El encogimiento es calculado con correlación. El Omcf es estimado en avance con el agua. El VCF está incluido en el valor de encogimiento. 4. MEDICIÓN DEL FLUJO SOLO CON AYUDA DE UN TANQUE DE MEDICIÓN. El encogimiento no necesita ser calculado ya que en el tanque se mide el volumen de petróleo. FORMULAS Y MÉTODOS PARA LOS FACTORES FACTOR DE CORRECCIÓN DE VOLUMEN, VCF El VCF es para convertir el volumen de petróleo de las condiciones de medición a las condiciones estándar. El VCF es calculado usando un método iterativo como por formula estándar API, ASTM D2540. El proceso iterativo en VCF es como sigue a continuación: Estimación inicial 60 = T T 141.5 * 999.012 * HCF 131.5 API (4.89) HCF: Factor de corrección Hidráulica para la expansión térmica del vidrio del cristal Hidrómetro. El HCF es una corrección a la lectura del hidrómetro de cristal y se ha constituido para dar cuenta de la expansión térmica del vidrio. La constante del hidrómetro varía con la temperatura de acuerdo a lo siguiente: Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 100 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. HCF 1 0.00001278 T 0.0000000062 T 2 (4.90) Primer paso: VCF1 EXP 0 60 T 1 0.8 0 60 T Con 0 60 K0 K 1 2 0 60 0 60 Para Petróleos crudo: 1 60 T VCF0 (4.92) y (4.93) Con Entonces VCF2 es calculado gracias a (4.91) y es Calculado VCFn1 EXP n 60 T 1 0.8 n 60 T (4.94) La calculación se detiene cuando n1 60 0T VCFn1 (4.95) SGOil @ 60 °F es calculado con la formula siguiente: SG60oil 60 999.012 Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA (4.96) 101 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. API 60 U.A.G.R.M. 141.5 131.5 (SGAPI@60) SG60oil (4.97) FACTOR DE ENCOGIMIENTO (SHRINKAGE). El factor de encogimiento es relacionado con el factor volumétrico del petróleo como la siguiente fórmula: Bo. = 1 / (1 – Shr) (4.98) Para el cálculo del Factor de encogimiento existe varias formulas como las siguientes: FORMULA STANDING 1 SHR1 1 1.2 0.9759 0.00012 * X ; 1 1 SHR1 1.2 0.9759 0.00012 * X (4.99) X GOR2 * SGdgas 1.25 * Toil SG60oil (4.100) Donde: GOR2 : Relación gas petróleo del gas disuelto. SGdgas : Gravedad Especifica del Gas disuelto. SG60oil : Gravedad Especifica del Petróleo a 60 ºF. Toil. : Temperatura de Petróleo en ºF. Poil. : Presión del Petróleo en Psia (Presión de Separación). Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 102 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. El GOR2 es calculado usando un método iterativo GOR2 = dRSi; i conteo = 1 1.797 dRS1 1.838 * Poil SG60oil (4.101) 1.2048 Poil 0.0125*SGAPI @ 600.00091*Toil dRS 2 SGdgas * 1.4 10 18.2 SGdgas SGAPI @ 60 * 0.02 0.00000357 * dRS1 0.25 (4.102) (4.103) Si (dRS1 – dRS2) > 0.1 & i 10 entonces dRS1=dRS2 También usando la siguiente fórmula: Poil 0.0125*SGAPI @ 600.00091*Toil GOR2 SGgas * 1.4 10 18.2 1.2048 (4.104) FORMULA DE GLASO 1 SHR2 1 6.58511 2.91329*log X 0.27683*log X 2 1 10 Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA (4.105) 103 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. 1 1 SHR2 6.585112.91329*log X 0.27683*log X 2 1 10 SGgas *1.225 X GOR2 * SG oil * 999 . 012 60 U.A.G.R.M. 0.526 0.968 * Toil (4.106) 2 Bo 1 10 6.585112.91329*log X 0.27683*log X ; 1.2255 SGAPI @ 600.989 GOR2 SGdgas * P1 1 . 4 0.172 Toil P1 10 2.8869 14.18113.3093*log Poil (4.107) 0.5 (4.108) Donde: GOR2 : Relación gas petróleo del gas disuelto en Scf/Bbl. SGdgas : Gravedad Especifica del Gas disuelto. SG60oil : Gravedad Especifica API a 60 ºF. Toil : Temperatura de Petróleo en ºF. Poil : Presión del Petróleo en Psia (Presión de Separación). SHR : Encogimiento calculado por fórmula 2. Bo. : Factor volumétrico de formación. Las correlaciones mostradas anteriormente son realizadas para un sistema informatico de adquisición de datos en tiempo real, para las operaciones sin un sistema de adquisición de datos, se utilizan tablas y graficos para encontrar los factores de correción, a continuación se mostrara la forma de realizar los calculos. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 104 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. U.A.G.R.M. 4.6.6.1 PARA LA MEDICIÓN DEL FLUJO A TRAVES DE TANQUE: ( ) (4.109) Donde: = Volumen de petróleo corregido@ 60 ºF y presión atmosférica. = Volumen de petróleo medido en el tanque (petróleo muerto sin gas). = Corrección del volumen por la temperatura (Encontrado a través de tabla, ver anexo). = Contenido de agua y sedimento. 4.6.6.2 PARA LA MEDICIÓN DEL FLUJO A TRAVES DE UN MEDIDOR Se la puede realizar de tres maneras: 1. FACTOR DE ENCOGIMIENTO ES MEDIDO POR UN MEDIDOR DE ENCOGIMIENTO ( ) ( ) (4.110) Donde: = Volumen de petróleo corregido @ 60 ºF y presión atmosférica. = Volumen de petróleo medido en el tanque (petróleo muerto sin gas). = Factor de medición (vol. tank / vol. medidor). = Encogimiento obtenido en el medidor de encogimiento del separador. = Factor de corrección por temperatura a la medición de encogimiento (obtenido a través de grafico, ver anexo). = Contenido de agua y sedimento. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 105 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. 2. U.A.G.R.M. FACTOR DE ENCOGIMIENTO ES MEDIDO CON TANQUE ( ) ( ) (4.111) Donde: = Volumen de petróleo corregido @ 60 ºF y presión atmosférica. = Volumen de petróleo medido en el tanque (petróleo muerto sin gas). ( 3. ) = Encogimiento obtenido en el factor de corrección. = Factor de corrección por temperatura a la medición de encogimiento (obtenido a través de grafico, ver anexo). = Contenido de agua y sedimento. FACTOR DE ENCOGIMIENTO ES MEDIDO CON LA TABLA DE KATZ. ( ) ( ) (4.112) Donde: ( = Volumen de petróleo corregido @ 60 ºF y presión atmosférica. = Volumen de petróleo medido en el tanque (petróleo muerto sin gas). ) = Encogimiento obtenido a través de la tabla de katz (ver anexo). = Igual a 1, ya que la corrección por temperatura viene incluida en la tabla de Katz. = Contenido de agua y sedimento. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 106 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. 4.6.7 U.A.G.R.M. MEDICIÓN DEL FLUJO DE AGUA Hay 4 métodos para medir el flujo de agua: 1. MEDICIÓN DEL FLUJO DE AGUA SOLO CON UN REGISTRADOR DE FLUJO Para pozos de gas sin producción de petróleo pero solo con producción de agua, el flujo de agua puede ser medido con un registrador de flujo en la línea de petróleo o agua en el separador o desde el tanque de medición únicamente (Gauge Tank). NetVol.H O Vr *WMcf *WSHR 2 (4.113) Donde: NetVol.H2O= Flujo de agua. Vr = Volumen de agua observado en el registrador o tanque de medición. WMcf = Factor de corrección del registro de agua (Vol. Tanque / Vol. Reg.). WSHR = Factor de Encogimiento de agua. WLT = Temperatura de la línea de Agua ºF. WSHR 1.0039 0.000089617 *WLT 0.000009483* (WLT ) 2 (4.114) Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 107 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. 2. U.A.G.R.M. MEDICIÓN DEL FLUJO DE AGUA CON AYUDA DE UN MEDIDOR DE PETRÓLEO, UN MEDIDOR DE AGUA Y TANQUE DE MEDICIÓN (GAUGE TANK). El BSW (Sedimento y Agua) aumentara el porcentaje el flujo de agua a través de la línea de petróleo al flujo de agua y la medición a través de la línea de agua de él separador. NetVol.H O Vwatermeter *WMcf *WSHR BSWoilline * BSWH O *Voilmeter *OMcf *VCF 2 2 (4.115) Donde: NetVol.H2O = Caudal de Flujo de Agua. Vwatermeter = Volumen de Agua observado en el registrador de la línea de Agua. WMscf = Factor de corrección del Medidor del Agua. (Vol. Tanque /Vol.Reg.). WSHR = Factor de Encogimiento. BSW Oil line = BSW de la Línea de petróleo. BSWH2O = Porcentaje de Agua del BSW. Voilmeter = Volumen de Petróleo registrado en el registrador. Omcf = Factor de corrección del medidor de petróleo. (Vol. Tanque / Vol. Reg.) VCF = Factor de corrección por temperatura. 3. ESTIMACIÓN DEL FLUJO DE AGUA CON AYUDA DEL BSW Y EL VOLUMEN DE PETRÓLEO. Si el Flujo de agua solo pasa a través de la línea de petróleo pero el BSW es medido en el choque manifold el Flujo de agua puede ser estimado como sigue: NetVol.H O BSW * BSWH O *Voil * OMcf *VCF 2 2 (4.116) BSW: Medición del Sedimento básico y agua (Basic Sediment and Water) en el Choque manifold. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 108 Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua. 4. U.A.G.R.M. CALCULO DEL FLUJO DE AGUA SOLO CON AYUDA DEL TANQUE DE MEDICIÓN (GAUGE TANK). Si el flujo de agua es medido desde el nivel del vaso o con un medidor de nivel en el tanque de medición, este puede ser calculado como sigue a continuación: V V NetVol.H O 2 1 * BSW * BSWH O 2 2 t t 2 1 (4.117) Donde: Net Vol. H2O = Caudal de flujo de agua. V1 = Volumen de liquido observado en el tanque de medición en el Tiempo 1. V2 = Volumen de liquido observado en el tanque de medición en el Tiempo 2. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 109 Cap. V: Aplicación de la adquisición de datos para una prueba de pozo. U.A.G.R.M. CAPITULO V APLICACIÓN DE LA ADQUISICION DE DATOS PARA UNA PRUEBA DE POZO CAMPO: ROSALES POZO: RSL – X1D FORMACIÓN: HUAMAMPAMPA 5.1 ANTECEDENTES. El campo Rosales fue descubierto en Diciembre de 2007 en el bloque exploratorio Caipipendi en la provincia Luis Calvo del Departamento de Chuquisaca, con la perforación del pozo exploratorio RSL-X1(D), que mediante side track alcanzó la profundidad final de 4800 mbmr. Las areniscas de la Formación Huamampampa, objetivo del proyecto de perforación, fueron encontradas en buenas condiciones petrofísicas y posición estructural favorable saturadas con hidrocarburos de Gas y condensado. Se corrieron todos los registros eléctricos programados y se efectuó la evaluación petrofísica de la Formación Huamampampa. Los resultados obtenidos muestran Sw. promedio de 33 a 51% y permitieron continuar la evaluación del pozo mediante una prueba DST. Se efectuó una Prueba de Formación-Producción DST a pozo abierto del tramo 4450 a 4800 m cubriendo todo el espesor de las areniscas. El resultado de la misma es conclusivo. La presión estática reportada en el DST fue de 8900psia y 218 °F @ 4800 mts y el punto de rocío 7498 psia. El pozo fue completado temporalmente en Diciembre del 2007 con tubería de 4 ½” en la arena H1b. Hasta la fecha el pozo no ha producido por la no existencia de la línea de flujo y debido a la limitación en producción de la planta EPF. De septiembre a diciembre del 2011, el pozo fue intervenido con el equipo de DLS127, para recuperar la instalación, la cual manifestó problemas de corrosión en el casing de 9.5/8”, donde para subsanar dicho problema se bajó un scab-liner de 7” desde 1751.2 m hasta la boca liner de 7” en 4253.7 m, limitando la tubería de producción a una sarta telescópica o combinada de 3.1/2” y 4.1/2” + valvula de seguridad SSSCV + sensor de fondo. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 110 Cap. V: Aplicación de la adquisición de datos para una prueba de pozo. 5.2 U.A.G.R.M. DATOS DEL POZO. Formación: Huamampampa. Hueco Abierto: 4587MD; 4428TVD a 4800MD; 4614TVD. Presión de fondo, medida (XPT): 9195 psi @ 4428 m TVD. Temperatura de fondo, medida (XPY): 215 °F @ 4428 m TVD. Diámetro de Agujero: 8 ½” y 6”. Tipo de Lodo: Base agua. Densidad estimada del Lodo: 13.2 ppg. Fluido del Colchón de Prueba: Agua. Densidad de Fluido de colchón: 8.34 ppg. Diferencial de Presión a favor de la Formación: 1250 psi. Volumen de fluido de colchón a desplazar: 106 Bbls. Profundidad Estimada del Packer: 4531.3 MD, 4378.8 m TVD 5.3 OBJETIVOS DE LA OPERACIÓN. La operación propone la intervención del pozo RSL-X1D para una prueba de producción. Los objetivos principales del proyecto son: Permitir la utilización del pozo para la producción de la hoja H1b, el reservorio de mayor tamaño y menos conocido en el campo Rosales. Contribuir a una adecuada valoración de los recursos in situ en el reservorio H1b. Monitorear las presiones de fondo mediante la instalación de sensores de fondo. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 111 Cap. V: Aplicación de la adquisición de datos para una prueba de pozo. U.A.G.R.M. Los trabajos para la limpieza y prueba de máximo potencial del pozo RSL-X1D ameritan movimiento de gran cantidad de equipo y por consiguiente una inmensa logística para lograr de manera segura, este programa busca cubrir todos los aspectos que involucran dicha actividad. 5.4 DETALLES DEL PROGRAMA OPERATIVO. Deben realizarse reuniones preliminares con todos los contratistas para informar sobre los objetivos del trabajo las cuales se mencionan a continuación: 5.4.1 Contratista para la construcción de fosa de quema y tendido-soldado de líneas de quema. Contratista para la instalación del equipo contra incendio. Contratista responsable para realizar los trabajos de recupero de BPV y control de panel. Contratista responsable de realizar los trabajos de Coil-tubing. Contratista responsable de la logística de acomodación, comida y transporte del personal que intervendrá en las operaciones. Contratista responsable para las operaciones de limpieza de pozo y prueba de potencial (Well Testing). Contratista responsable de la movilización y levantamiento de equipo pesado. Contratista responsable para operar los equipos operados por fuente hidráulica como válvula de seguridad de fondo SSSCV y válvulas del árbol de navidad. EN CAMPO. Una vez que todos los equipos hayan sido movilizados hasta el pozo se procederá al armado de cada uno de ellos teniendo la prioridad el equipo de superficie de limpieza de pozo. Paralelamente la empresa encargada del equipo contra incendio comenzara las labores de instalación de todos los equipos en el área de trabajo el cual ha sido contratado para tal fin. El personal de seguridad debe revisar que todos los equipos estén debidamente instalados de acuerdo a la norma y debe igualmente cubrir las zonas de contingencia. Realizar reuniones de seguridad para las actividades de armado de equipo con las compañías involucradas para informar al personal las actividades pertinentes, los riesgos de seguridad identificados y los planes de contingencia. También debe informarse sobre las políticas de seguridad de la compañía operadora con el Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 112 Cap. V: Aplicación de la adquisición de datos para una prueba de pozo. 5.4.2 responsable y las jerarquías sobre quien recae la operación y los puntos de reunión al momento de presentarse alguna contingencia. Armar equipo de Coil-Tubing + bombeo y probar con 7500 psi por 15 min. Reportar presiones de Tubing (Tuberia) y Casing (Espacio Anular). Utilizar equipo especial si existe presencia de H2S. Probar integridad del árbol de navidad con 10000 psi por 15 min + equipo de superficie (Válvula de seguridad + coflex + Manifold). Abrir válvula de seguridad de fondo. Chequear presiones de casing y tubing y reportarlas. LIMPIEZA Y DESPLAZAMIENTO DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN. 5.4.3 U.A.G.R.M. Bajar Coil-Tubing desplazando agua 8.4 ppg hasta la profundidad de 1530 mts (5020ft) para hasta lograr 500 psi a favor de la formación. Con Coil-Tubing de 1 ½” circulando agua 8.4 ppg a la profundidad de 1530mts (5020ft), una vez alcanzada esta profundidad circular agua hasta desplazar la columna de lodo desde la punta de la tubería hasta superficie. El diferencial del peso del agua vs el peso del lodo creara un diferencial de 500 psi a favor de la formación. Volumen aproximado a ser desplazado (5020 ft * 0.01422 Bls/ft = 71.38 Bls ~72 Bls). Sacar Coil-Tubing hasta la superficie reponiendo volumen durante su extracción a la velocidad mínima recomendada. Desmontar equipo. Chequear presiones de tubing y casing y reportarlas. EVALUACIÓN A POZO CERRADO. Una vez que el diferencial de presión respecto a la formación alcance 500 psi el pozo se manifestará comprimiendo el colchón contra el Choque Manifold, donde se registrará la presión para inferir la presión original de reservorio entonces se procederá a la apertura del pozo. Permitir algún grado de gasificación de la columna que favorezca el arranque tranquilo del pozo. En caso que luego de una hora no se detecten variaciones podrá abrirse el pozo a fosa de quema. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 113 Cap. V: Aplicación de la adquisición de datos para una prueba de pozo. 5.4.4 APERTURA DEL POZO. 5.4.5 U.A.G.R.M. El primer flujo, a través de estrangulador variable hasta choque 24/64”, permitirá descargar el colchón de fluido de completación y el lodo de la parte inferior del pozo, descomprimiendo el fluido atrapado por debajo de la máxima profundidad. El tiempo del flujo será determinado en base al comportamiento del pozo durante el desalojo del volumen de colchón y el posterior flujo de lodo. Monitorear presión y temperatura en cabeza y fondo en todo momento para detectar incrementos imprevistos de caudal asociados a posibles roturas del orificio. En caso de observarse un incremento cerrar pozo y reevaluar programa. FLUJO DE LIMPIEZA. Con pozo fluyendo a la fosa de quema, incrementar gradualmente el orificio ajustable hasta 44/64” de acuerdo a la tabla descrita a continuación hasta lograr producir 61.3 mmscf o 1.73 MM m^3 que es el máximo caudal que puede manejar cada brazo por lo que una vez alcanzado este volumen será necesario abrir el segundo brazo. El pozo permanecerá produciendo hasta que el BSW sea < 2%. Es vital monitorear presión y temperatura en cabeza al igual que la presión de fondo fluyente en el sensor ubicado en ambas capas. Tabla 5 Calculo de la producción de gas en la etapa de limpieza, pozo RSL – X1D. 5.4.6 PERIODO DE CIERRE (BUILD UP). Cuando el fluido de perforación haya sido desalojado 100% se procederá al cierre del pozo con el objetivo de realizar un B-Up de 12 horas para determinar presión y daño asociados. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 114 Cap. V: Aplicación de la adquisición de datos para una prueba de pozo. U.A.G.R.M. Dicho monitoreo se realizara a través de sensor de fondo instalado en tubería descrito en el diagrama de completación. 5.4.7 FLUJO TRAS FLUJO. Alinear la producción del pozo al separador de alta y baja. En este momento los separadores deberán estar listos para cuantificar la producción de gas y condensado. Luego de practicar el B-Up se debe realizar la prueba de flujo tras flujo con diferentes diámetros y caudales para determinar la potencialidad de la capa en cuestión en donde el caudal de gas incrementa a medida que aumenta el reductor del choque pero este es inversamente proporcional a la presión de fondo fluyente. Flujo tras Flujo Ramas Abiertas OPERACIÓN Capas en Produccion Produccion Produccion Caudal Caudal de Gas del de gas Condensado Condensado Periodo Acumulada Estimado acumulado Choke Tiempo Estimado Caudal Estimado (1/64") (Hora s) (MMPCD) (MMPC) (MMPC) (Bls/D) (Bls) 1 Rama H1b 24 8 27.0 9.0 9.0 315.0 315.0 1 Rama H1b 40 8 63.8 21.3 30.3 744.3 1059.3 1 Rama H1b 2 Ramas H1b 2 Ramas H1b 2 Ramas H1b Total Estimado 44 8 74.1 24.7 55.0 864.5 1923.8 32 8 77.7 25.9 80.9 906.5 2830.3 40 8 104.0 34.7 115.5 1213.3 4043.7 48 8 48.0 121.0 40.3 155.9 155.9 1411.7 5455.3 5455.3 Tabla 6 Calculo de la producción de gas en la etapa Flujo tras Flujo, pozo RSL – X1D. 5.4.8 PERIODO DE CIERRE FINAL Luego de realizar el flujo tras flujo se procederá a realizar B-up en la capa con una duración de 24 horas para determinar presión estática y daño. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 115 Cap. V: Aplicación de la adquisición de datos para una prueba de pozo. 5.4.9 DESMONTAJE DE EQUIPOS 5.5 U.A.G.R.M. Luego de cumplir con los objetivos se procederá al desmontaje de todos los equipos de forma segura igualmente dándole prioridad al equipo “Well Testing” y luego a los demás. RESULTADOS E INFORME FINAL DE LA PRUEBA DE POZO. A continuación se detallara el informe final de la prueba de pozo para el pozo RSL – X1D. Diagrama de Equipos. Equipos de Medición. Resultados Importantes. Secuencia de Eventos. Datos de Campo. Análisis de Muestra. Cálculos de Gas. Graficas del Sistema. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 116 Cap. V: Aplicación de la adquisición de datos para una prueba de pozo. U.A.G.R.M. Diagrama de Equipos de Superficie “RSL – X1D” Fig. 5.1 Diagrama de la ubicación de los equipos, pozo RSL – X1D Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 117 Cap. V: Aplicación de la adquisición de datos para una prueba de pozo. U.A.G.R.M. EQUIPOS MECANICOS EQUIPO TIPO RANGO LOCALIZADO Registrador de Presión Barton 0 - 10000 psi Data Header 1 Registrador de Presión Barton 0 - 10000 psi Data Header 2 Manómetro Bourdon 0 - 10000 psi Data Header (1-2) Manómetro Bourdon 0 - 2500 psi Choke Manifold. Termómetro Barton 0 - 160 °F Choke Manifold Termómetro Barton 0 - 160 °F Choke Manifold Presión Estática Barton 0 - 1500 psi Linea de gas del Separador. Presión Diferencial Barton 0 - 400" H20 Linea de gas del Separador. Termómetro Barton 0 - 160 °F Linea de gas del Separador. EQUIPOS DE FM2 EQUIPO NOMBRE TIPO Sensor de Presión WHP Statham Sensor de Temperatura WHT Loreme Sensor de Presión Ann Press. ASCO 0 - 5000 psi Casing spool Sensor de Presión Dc Press. Statham 0 - 10000 psi Choke Manifold (1-2) Sensor de Temperatura Dc Temp. Loreme 0 - 400 °F Choke Manifold (1-2) Sensor de Presión P sep. Honeywell 0 - 1500 psi Separador (1-2-3) Sensor de P. Diferencial P diff. Honeywell 0 - 400" H20 Separador (1-2-3) Sensor de Temperatura Loreme 0 - 400 °F Separador (1-2-3) T sep. RANGO 0 - 10000 psi 0 - 400 °F LOCALIZADO Data Header / Árbol de producción Data Header (1-2) Medidor de flujo de crudo Turbina Turbina 200-13000 bbl/d Separador 1 Medidor de flujo de agua Floco Floco 200-2000 bbl/d Separador 1 Tabla 7 Equipos mecánicos y digitales para la medición de parámetros. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 118 Cap. V: Aplicación de la adquisición de datos para una prueba de pozo. U.A.G.R.M. Tabla 8 Carta para el cálculo de choque equivalente. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 119 Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 2,00 Cambia a Ck Equivalente 62.22/64" (44/64" + 44/64"). 171,8 5842,5 62,22 De 30/06/09 Hrs: 04:33 30/06/09 Hrs: 09:00 A 4:27 3,00 4,00 49,300 Cambia a Ck equivalente 56.57/64" (40/64" + 40/64"). 0,668 164,4 33,5 6051,2 97,8 56,57 2490,3 3:15 74,36 Pozo fluye por Ck equivalente 50.91/64" (36/64" + 36/64"). H2S ppm CO2 % Salinity ppm Información del Muestreo BSW % Limpieza De 30/06/09 Hrs: 01:15 30/06/09 Hrs: 04:30 A 161,4 6388,0 50,91 7:00 De 29/06/09 Hrs: 13:52 29/06/09 Hrs: 20:52 A 158,9 163,1 6485,6 48 7:03 De 29/06/09 Hrs: 06:49 29/06/09 Hrs: 13:52 A 6391,0 152,4 6131,3 52 1:49 De 29/06/09 Hrs: 05:00 29/06/09 Hrs: 06:49 A 50,91 139,2 6634,1 40 3:00 De 29/06/09 Hrs: 02:00 29/06/09 Hrs: 05:00 A Grav. Especifica Oil Gas air=1 sg@ 60 ºF 3:00 124,8 6634,9 36 2:56 De 28/06/09 Hrs: 23:04 29/06/09 Hrs: 02:00 A Caudales de Fluidos GOR1 Water Oil bbl/d bbl/MMscf bbl/d Pozo fluye por Ck equivalente 39.6/64" (Ck 28 + Ck 28). Cierre de pozo en ck manifold. Gas MMscf/d 1er Medición. De 29/06/09 Hrs: 21:00 30/06/09 Hrs: 01:00 A 109,8 6358,1 32 1:41 De 28/06/09 Hrs: 21:12 28/06/09 Hrs: 23:03 A WHT ºF Cabeza WHP Psig 39,6 28 ajust. 28 Size /64" Choke 1:53 3:39 Duración hh:mm De 28/06/09 Hrs: 18:40 28/06/09 Hrs: 20:33 A Limpieza 28/06/09 Hrs: 15:00 28/06/09 Hrs: 16:52 28/06/09 Hrs: 18:39 Periodo Cap. V: Aplicación de la adquisición de datos para una prueba de pozo. U.A.G.R.M. Tabla 9 Resumen de los resultados de la prueba de pozo. 120 Cambia a Ck Equivalente 34.41/64" (20/64" + 28/64"). Cambia a Ck Equivalente 36.88/64" (24/64" + 28/64"). 142,9 135,8 133,9 135,3 138,8 149,3 155,3 5796,5 6532,8 6300,9 6233,1 5875,4 5212,3 4896,4 28 20 24 24+20 28 20+28 24+28 2:32 1:41 11:10 1:38 2:30 9:20 9:40 De 01/07/09 Hrs: 09:41 01/07/09 Hrs: 11:14 A De 01/07/09 Hrs: 12:01 01/07/09 Hrs: 13:42 A De 01/07/09 Hrs: 13:42 02/07/09 Hrs: 00:52 A De 02/07/09 Hrs: 00:52 02/07/09 Hrs: 02:30 A De 02/07/09 Hrs: 02:30 02/07/09 Hrs: 05:00 A De 02/07/09 Hrs: 05:00 02/07/09 Hrs: 14:20 A De 02/07/09 Hrs: 14:20 03/07/09 Hrs: 00:00 A 49,270 47,8 0,670 4647,6 28,6 Cambia a Ck Equivalente 73.54/64" (52/64" + 52/64"). 12,3 32 168,9 3447,1 5:20 5248,5 120,47 Limpieza Formación H2 De 01/07/09 Hrs: 04:20 01/07/09 Hrs: 09:30 A 73,54 169,1 3:00 5545,4 Limpieza De 30/06/09 Hrs: 18:00 30/06/09 Hrs: 21:00 A 67,88 4:30 Cambia a Ck Equivalente 67.88/64" (48/64" + 48/64"). 176,8 5568,3 67,88 Grav. Especifica Oil Gas air=1 sg@ 60 ºF 4:00 Caudales de Fluidos GOR1 Water Oil bbl/d bbl/MMscf bbl/d Gas MMscf/d WHT ºF Cabeza WHP Psig Size /64" Choke Duración hh:mm 2da Medición. De 30/06/09 Hrs: 13:00 30/06/09 Hrs: 17:30 A De 30/06/09 Hrs: 09:00 30/06/09 Hrs: 13:00 A Periodo 0,90 2,80 H2S ppm CO2 % Salinity ppm Información del Muestreo BSW % Cap. V: Aplicación de la adquisición de datos para una prueba de pozo. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA U.A.G.R.M. 121 Caudales de Fluidos GOR1 Water Oil bbl/d bbl/MMscf bbl/d Grav. Especifica Oil Gas air=1 sg@ 60 ºF Ck Equivalente 36.88/64" (24/64" + 28/64"). Ck Equivalente 39.59/64" (28/64" + 28/64"). Ck Equivalente 42.52/64" (32/64" + 28/64"). Ck Equivalente 48.83/64" (28/64" + 40/64"). Ck Equivalente 52.15/64" (28/64" + 44/64"). Ck Equivalente 55.5/64" (28/64" + 48/64"). Ck Equivalente 59.06/64" (28/64" + 52/64"). Ck Equivalente 61.06/64" (32/64" + 52/64"). Ck Equivalente 62.13/64" (34/64" + 52/64"). 124,7 136,4 130,7 150,4 140,5 139,1 144,1 160,2 155,8 155,5 6210,2 5560,2 5219,5 4998,6 4256,1 4473,2 4157,4 3921,1 4215,7 3489,2 28 24+28 28+28 32+28 28+40 28+44 28+48 28+52 32+52 34+52 1:00 6:00 4:07 10:23 8:22 3:45 3:42 2:24 0:49 6:31 De 03/07/09 Hrs: 17:00 03/07/09 Hrs: 18:00 A De 03/07/09 Hrs: 18:00 04/07/09 Hrs: 00:00 A 04/07/09 Hrs: 00:00 04/07/09 Hrs: 04:07 04/07/09 Hrs: 04:07 04/07/09 Hrs: 14:30 04/07/09 Hrs: 14:31 04/07/09 Hrs: 22:53 04/07/09 Hrs: 22:59 05/07/09 Hrs: 02:44 05/07/09 Hrs: 02:44 05/07/09 Hrs: 06:36 05/07/09 Hrs: 06:36 05/07/09 Hrs: 09:00 05/07/09 Hrs: 09:01 05/07/09 Hrs: 09:50 05/07/09 Hrs: 09:50 05/07/09 Hrs: 16:21 De A De A De A De A De A De A De A De A H2S ppm CO2 % Salinity ppm Información del Muestreo BSW % Cierra pozo en válvula lateral de flujo del árbol de producción debido a taponamiento del choke. 142,9 5429,1 28+28 6:02 De 03/07/09 Hrs: 05:58 03/07/09 Hrs: 12:00 A Cambia a Ck Equivalente 39.59/64" (28/64" + 28/64"). Cierra pozo en árbol de producción. Gas MMscf/d 157,2 WHT ºF Cabeza WHP Psig 5062,4 Size /64" Choke 28+28 Duración hh:mm 0:57 Limpieza Formación H2 De 03/07/09 Hrs: 01:00 03/07/09 Hrs: 01:57 A Periodo Cap. V: Aplicación de la adquisición de datos para una prueba de pozo. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA U.A.G.R.M. 122 Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA NOTA: Todos los valores de presión y temperatura fueron tomados al final de cada periodo. Los caudales de los fluidos fueron tomados del promedio de cada periodo estabilizado. H2S y CO2 fueron tomados desde el choke manifold usando tubos drager. 7074 2800,0 1,5 0 6,00 50,18 0,72 58,7 149,0 3174,0 54,0 128,3 3758,7 60 6:00 De 07/07/09 Hrs: 00:00 Al 07/07/09 Hrs: 06:00 Shut-in 2600,0 1,5 0 4,00 50,50 0,72 28,8 145,0 1297,0 45,1 141,1 4335,9 48 6:00 De 06/07/09 Hrs: 18:00 Al 07/07/09 Hrs: 00:00 24:00 2800,0 1,5 0 4,00 50,60 0,69 72,2 77,6 2147,0 29,7 167,8 5853,1 36 6:00 De 06/07/09 Hrs: 12:00 Al 06/07/09 Hrs: 18:00 Cierre BUILD UP. De 07/07/09 Hrs: 06:00 Al 08/07/09 Hrs: 06:00 2500,0 1,5 0 3,00 52,40 0,70 68,0 42,0 1632,0 24,0 165,5 6438,7 28 6:00 Salinity ppm 176,5 Ck Equivalente 65.51/64" (34/64" + 56/64"). Se cierra pozo en válvulas laterales hidráulicas y manuales del árbol de producción. CO2 % 3187,3 H2S ppm Información del Muestreo BSW % 34+56 Grav. Especifica Oil Gas air=1 sg@ 60 ºF 4:39 Caudales de Fluidos GOR1 Water Oil bbl/d bbl/MMscf bbl/d 05/07/09 Hrs: 16:21 05/07/09 Hrs: 21:00 1er Medición H2. De 06/07/09 Hrs: 06:00 Al 06/07/09 Hrs: 12:00 De A Gas MMscf/d WHT ºF Cabeza WHP Psig Size /64" Choke Duración hh:mm Periodo Cap. V: Aplicación de la adquisición de datos para una prueba de pozo. U.A.G.R.M. 123 Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 06/07/09 06/07/09 30/06/09 29/06/09 Date CK. Static press. sep. upstr. Sep. Diff. Press. Orifice Velocity Coef. of Gas Sep. Expan. Bore of Orifice discharg Specific CO2 H2S Gas approach diameter Factor Diam. (Pf x hw ) e Gravity Temp factor corrected MMscf/d 12,01 13,58 75,50 75,40 37,60 37,50 37,90 37,90 1,0800 1,0800 1,22 1,22 0,9500 0,9500 1,0 1,0 3,501 3,501 1,08 1,08 1,0000 466,0321 0 0 467,3884 1,0000 0 0 0,668 1:03 Separadores en by pass, levanta placas orificios. Flujo del pozo al quemador. 0,668 20,99 23,48 25,99 119,80 119,80 58,30 58,60 61,50 61,20 1,0700 1,0700 1,22 1,22 0,9400 0,9400 1,0 1,0 4,252 4,252 1,19 1,19 1,0000 478,4413 0 1 476,6656 1,0000 0 1 0,674 17:31 Separadores en by pass, levanta placas orificios. Flujo del pozo al quemador. 987,00 225,0 123,8 4,25 Base de cálculos: separador de alta y baja. 68 0,694 0,694 2,75 2,75 100,4 101,6 227,0 226,0 28 1087,00 28 1082,00 7:00 7:30 6:30 2,75 98 28 1095,00 226,0 0,694 6:54 Baja placa orificio de 1.0" en separador de baja. 6:25 Baja placa orificio de 2.750" en separador de alta. 5:53 Dirige flujo del pozo por separadores. 0,97 1,54 2,06 23,10 24,40 24,80 0,00 0,10 0,60 23,10 24,30 24,20 1,1100 1,1000 1,1000 1,2 1,2 1,2 0,9600 0,9600 0,9600 1,0 1,0 1,0 2,751 2,751 2,751 1,03 1,03 1,03 1,0000 1,0000 1,0000 502,629 501,942 499,698 0 0 0 1,0 1,0 1,0 5:09 Abre pozo por Ck 28/64" en Choke Manifold 10x10K direccionado al quemador. 17:30 0,674 4,25 123,8 226,0 990,00 68 17:00 18,50 120,00 58,60 61,40 1,0700 1,22 0,9400 1,0 4,252 1,19 1,0000 478,6693 0 1 0,670 4,25 123,9 228,0 982,00 68 119,30 58,00 61,30 1,0700 1,22 0,9400 1,0 4,252 1,19 1,0000 477,1374 0 16:30 16,01 114,30 58,50 55,80 1,0700 1,22 0,9400 1,0 4,252 1,19 1,0000 477,4769 0 0,670 4,25 123,8 225,0 989,00 68 16:00 1 0,670 4,25 123,6 224,0 995,00 68 15:30 0 12:30 Baja placa orificio de 4.50" en separador de alta de la línea 2. 12:15 Dirige flujo de la línea 2 por separador de alta. 12:05 Baja placa orificio de 4.25" en separador de alta de la línea 1. 12:00 Dirige flujo de la línea 1 por separador de alta. 9:00 Cambia a Ck Equivalente 67.88/64" (48/64" + 48/64"). 1:15 Cambia a Ck Equivalente 56.57/64" (40/64" + 40/64"). 3,50 3,50 112,3 111,8 211,0 211,0 51 1013,00 51 1007,00 1:00 0:30 8,87 10,44 75,50 37,60 37,90 1,0800 1,22 0,9500 1,0 3,501 1,08 1,0000 466,0321 0 0 0,668 3,50 111,6 211,0 51 1007,00 0:00 7,30 75,50 37,60 37,90 1,0800 1,22 0,9500 1,0 3,501 1,08 1,0000 467,3884 0 0 0,668 3,50 111,2 211,0 51 1013,00 23:30 5,74 75,50 37,60 37,90 1,0800 1,22 0,9500 1,0 3,501 1,08 1,0000 466,2714 0 0 0,668 3,50 111,5 210,0 51 1013,00 23:00 4,27 75,30 37,40 37,90 1,0800 1,22 0,9500 1,0 3,501 1,08 1,0000 466,7915 0 0 0,668 3,50 111,7 215,0 991,00 51 74,60 36,70 37,90 1,0800 1,22 0,9500 1,0 3,501 1,08 1,0000 22:30 2,72 74,80 37,10 37,70 1,0800 1,22 0,9500 1,0 3,501 1,08 1,0000 0,668 3,50 111,9 214,0 51 1001,00 22:00 467,9883 0,668 3,50 111,7 213,0 51 1005,00 21:30 467,7969 MMscf/d MMscf/d MMscf/d 0 unitless 0 unitless Gas Cumul. Prod. Gas Rate Gas Rate @ Std @ Std Gas Total Cond. Cond. (Alta) (Alta/Baja) 0 unitless Flow ing Specific Supercom Temp. Gravity pressibility Factor Factor Factor 0 20:55 Pozo en medición por los separadores. 20:52 Baja placa orificio de 3.5" en separador de alta de la línea 1. 20:21 Baja placa orificio de 3.5" en separador de alta de la línea 2. 19:56 Dirige flujo de la línea 2 por separador de alta. 19:26 Dirige flujo de la línea 1 por separador de alta. unitless unitless ppm % air = 1 in "H2O deg F psia hh:mm /64" 13:52 Abre Choke Manifold 10x5 K con Ck 36/64 fijo". Fluye pozo por Ck equivalente 50.91/64" (36/64" + 36/64"). Time Cap. V: Aplicación de la adquisición de datos para una prueba de pozo. U.A.G.R.M. Tabla 10 Resultados del cálculo de flujo de gas. 124 07/07/09 06/07/09 22,41 23,35 24,28 45,10 45,10 1,00 1,00 44,10 44,10 1,0800 1,0800 1,18 1,18 0,9400 0,9400 1,0 1,0 4,002 4,002 1,14 1,14 1,0000 413,520 0 1,5 413,716 1,0000 0 1,5 0,720 0:00 Levanta placa orificio de 4.0" y 1.50" en separador de alta y baja respectivamente. 48 1036,00 162,0 133,8 4,00 Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 24,32 25,38 26,50 27,61 28,72 29,83 30,96 32,09 33,23 34,36 35,50 36,63 1,30 51,00 53,60 53,30 53,60 53,60 53,60 54,60 54,50 54,50 54,60 54,50 0,30 1,00 1,00 0,90 1,30 1,30 1,20 1,30 1,30 1,30 1,30 1,30 1,00 50,00 52,60 52,40 52,30 52,30 52,40 53,30 53,20 53,20 53,30 53,20 1,0800 1,0800 1,0800 1,0800 1,0800 1,0800 1,0800 1,0800 1,0800 1,0800 1,0800 1,0800 1,18 1,18 1,18 1,18 1,18 1,18 1,18 1,18 1,18 1,18 1,18 1,18 0,9400 0,9300 0,9300 0,9300 0,9300 0,9300 0,9300 0,9300 0,9300 0,9300 0,9300 0,9300 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 0 4,253 4,253 4,253 4,253 4,253 4,253 4,253 4,253 4,253 4,253 1,14 1,19 1,19 1,19 1,19 1,19 1,19 1,19 1,19 1,19 1,19 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 0,000 427,118 425,079 423,667 424,710 422,669 430,705 432,318 432,530 432,868 431,683 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1,5 0,720 1:59 Cambia placa orificio a 1.750" en separador de Baja. 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 0,720 0,720 0,720 0,720 0,720 0,720 0,720 4,25 4,25 4,25 4,25 4,25 4,25 4,25 4,25 138,7 138,1 137,8 137,9 138,7 139,1 138,6 139,3 177,0 177,0 176,0 182,0 183,0 183,0 184,0 183,0 993,00 998,00 994,00 998,00 60 60 60 1001,00 997,00 60 60 1000,00 997,00 60 60 60 2:00 2:30 3:00 3:30 4:00 4:30 5:00 5:30 6:00 60 996,00 181,0 139,5 4,25 1,0 4,253 1,19 429,091 1,0000 0 1,5 0,720 6:00 Cierra pozo en válvula lateral de flujo del árbol de producción. Com ienza periodo de restitución de H2 0,720 4,25 137,2 178,0 994,00 60 1:30 0,720 4,25 136,8 0 0,720 0,00 135,7 0,0 179,0 1,5 998,00 1:00 60 60 1001,00 0:30 1,5 0:31 Baja placa orificio de 4.250" en separador de Alta. 0:20 Baja placa orificio de 1.50" en separador de Baja. 0:10 Cambia @ Ck 60/64" fijo. 0:00 0,720 4,00 133,2 162,0 48 1035,00 23:30 21,47 45,10 1,00 44,10 1,0800 1,18 0,9400 1,0 4,002 1,14 1,0000 414,107 0 1,5 0,720 4,00 133,2 162,0 48 1038,00 23:00 20,53 45,10 1,00 44,10 1,0800 1,18 0,9400 1,0 4,002 1,14 1,0000 414,408 0 1,5 0,720 4,00 132,9 163,0 48 1033,00 22:30 19,59 45,10 1,00 44,10 1,0800 1,18 0,9400 1,0 4,002 1,14 1,0000 414,801 0 1,5 0,720 4,00 133,4 163,0 48 1035,00 45,10 1,00 44,10 1,0800 1,18 0,9400 1,0 4,002 1,14 1,0000 413,520 0 22:00 18,65 40,40 0,90 39,50 1,0800 1,18 0,9400 1,0 4,002 1,14 1,0000 414,212 0 0,720 4,00 132,9 162,0 48 1035,00 21:30 1,5 0,720 4,00 132,8 163,0 48 1032,00 21:00 1,5 20:33 Sistema de adquisición funcionando. Cap. V: Aplicación de la adquisición de datos para una prueba de pozo. U.A.G.R.M. 125 Cap. V: Aplicación de la adquisición de datos para una prueba de pozo. U.A.G.R.M. PERIODO FLUJO DE LIMPIEZA Fig. 5.2 Parámetros de la etapa de flujo de limpieza. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 126 Cap. V: Aplicación de la adquisición de datos para una prueba de pozo. U.A.G.R.M. PERIODO FLUJO DE LIMPIEZA Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 127 Cap. V: Aplicación de la adquisición de datos para una prueba de pozo. U.A.G.R.M. PERIODO DE CIERRE Fig. 5.3 Parámetros de pozo cerrado. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 128 Cap. V: Aplicación de la adquisición de datos para una prueba de pozo. U.A.G.R.M. PERIODO FLUJO TRAS FLUJO Fig. 5.4 Parámetros de la etapa flujo tras flujo. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 129 Cap. V: Aplicación de la adquisición de datos para una prueba de pozo. U.A.G.R.M. PERIODO DEL SEGUNDO CIERRE Fig. 5.5 Parámetros de la segunda etapa de cierre de flujo. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 130 Cap. V: Aplicación de la adquisición de datos para una prueba de pozo. U.A.G.R.M. FLUJO EXTENDIDO DEL POZO Fig. 5.6 Parámetros del flujo extendido. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 131 Cap. V: Aplicación de la adquisición de datos para una prueba de pozo. U.A.G.R.M. CONCLUSIONES Mientras menor sea la presión de separación mayor va a ser la separación de líquidos, por este motivo se utilizo en el presente pozo separación en dos fases. La utilización de calentador es muy importante en la prueba de producción, para evitar la formación de hidratos, los cuales producen taponamiento en los medidores de flujo, haciendo un registro irregular en los caudales de líquido. Se realizo la limpieza del flujo en el pozo, monitoreando el BS&W, iniciando en 4 % y se determino la finalización de la limpieza en 0.9%, durante la etapa de limpieza se la realizo a través de choque equivalente hasta el choque 65.51/64” (34/64” + 56/64”). Durante la etapa de la prueba de contrapresión “Flujo tras Flujo” se llego a determinar 4 choques a caudales estabilizados: 28/64”, 36/64”, 48/60” y 60/64” a los siguientes caudales 24, 29.7, 45.1, y 54 MMscf/día. Se realizo medición de la gravedad específica del gas dando una variación entre las diferentes caudales de flujo de 0.69 a 0.72 en la medición de los grados API corregidos a 60ºF se obtuvo de 50 a 52 grados, en la medición de H2S no se registro presencia, en la medición CO2 se registro 1.5 %, en la medición de la salinidad del agua se registro de 2500 a 2800 ppm. En los caudales de liquido de petróleo se registraron en promedio a través de grafica 1800, 2200, 2500, y 3200 BPD para los caudales estabilizados. El presente reservorio por las características de los fluidos se determina como un yacimiento de Gas Húmedo por la gravedad especifica menor a 0.75. Para la prueba de producción se utilizo un separador 42“de diámetro por una longitud de 15 pies con una capacidad máxima de flujo de gas de 70 MMscf/día y una presión de trabajo máximo de 1440 psi. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 132 Cap. V: Aplicación de la adquisición de datos para una prueba de pozo. U.A.G.R.M. RECOMENDACIONES Antes de realizar de la prueba de pozo se recomienda verificar las características del reservorio y las condiciones en particular del pozo (Presión, Temperatura y Fluidos), para revisar las capacidades de los equipos. Los equipos de la compañía de servicios deben tener la documentación del mantenimiento de los equipos, como de las especificaciones de fabricación. Todos los operadores a realizar la prueba de pozo se recomiendan tener el entrenamiento necesario para la función a realizar. Se recomienda realizar simulación del sistema de adquisición de datos con todos los sensores para verificar el estado del sistema. Univ. DIEGO VICENTE TORRICO AGREDA 133 Optimización en la adquisición para prueba de pozo. U.A.G.R.M. BIBLIOGRAFIA DOUGLAS ALVARADO, Manual Análisis de Pruebas de Presión, Esp Oil International, Maracaibo (Venezuela) 2004. D. BOURDET, Well Testing and Interpretation, ELSEVIER SCIENCE, 2002. HALLIBURTON, Surface Well Testing Manual, 1995. SCHLUMBERGER, Introduction to Well Testing, 1998. EXPRO GROUP WORLDWIDE B.V., Well Test Manual 1, 2008. EXPRO GROUP WORLDWIDE B.V., Well Test Manual 2, 2008. AMANAT U. CHAUDHRY, Gas Well Testing handbook, Advanced Twpsom Petroleum Systems, Houston – Texas (EE. UU.) 2003. JOSÉ LUIS RIVERO, Explotación del gas y optimización de la producción, Santa Cruz (Bolivia) 2004. FLOPETROL SERVICES, Field Operating Handbook VOL. I, 1979. MAURICE STEWART KEN ARNOLD, Gas-liquid & Liquid-Separators, ELSEVIER, (USA) 2008. POWER WELL SERVICES, Manual Well Test, 2005. O.A. JARAMILLO, Intercambiadores de calor, UANM (México) 2007. ALEXIS DÍAS GALARZA, Parámetros requeridos en el diseño de separadores, Escuela Superior Politécnico Litoral, Guayaquil (Ecuador) 2011. TOMAS C. FRICK, Petroleum Production Handbook, Society of Petroleum Engineers of AIME Dallas. GEOSERVICES, Manual Well Testing, 2004. Univ. Diego Vicente Torrico Agreda 134 Optimización en la adquisición para prueba de pozo. U.A.G.R.M. ANEXO - A “TABLAS” Índice de tablas Pag. Tab. 11 Cálculo del factor básico de orificio, Fb……………………………………………………. 136 Tab. 12 Cálculo del factor temperatura de flujo, Ftf…………………………………………….. 137 Tab. 13 Cálculo del factor de Supercompresibilidad, Fpv……………………………………… 138 Tab. 14 Cálculo del factor de expansión, Y2………………………………………………………… Tab. 15 Cálculo del factor de gravedad especifica, Fg………………………………………….. 141 Tab. 16 Cálculo de los grados API a 60 ºF…………………………………………………………….. 142 Univ. Diego Vicente Torrico Agreda 140 135 Optimización en la adquisición para prueba de pozo. U.A.G.R.M. Fuente: Tabla 4 del reporte AGA Nº 3 Tabla 11 Cálculo del factor básico de orificio, Fb. Univ. Diego Vicente Torrico Agreda 136 Optimización en la adquisición para prueba de pozo. U.A.G.R.M. Fuente: Well Testing Handbook - Schlumberger. Tabla 12 Cálculo del factor temperatura de flujo, Ftf. Univ. Diego Vicente Torrico Agreda 137 Optimización en la adquisición para prueba de pozo. U.A.G.R.M. Fuente: California Natural Gasoline Associations Bulletins Nº TS-402 y TS-461. Tabla 13 Cálculo del factor de Supercompresibilidad, Fpv. Univ. Diego Vicente Torrico Agreda 138 Optimización en la adquisición para prueba de pozo. U.A.G.R.M. Fuente: California Natural Gasoline Associations Bulletins Nº TS-402 y TS-461. Univ. Diego Vicente Torrico Agreda 139 Optimización en la adquisición para prueba de pozo. U.A.G.R.M. Fuente: Well Testing Handbook - Schlumberger. Tabla 14 Cálculo del factor de expansión, Y2. Univ. Diego Vicente Torrico Agreda 140 Optimización en la adquisición para prueba de pozo. U.A.G.R.M. Fuente: Tabla 15 del reporte AGA Nº 3 Tabla 15 Cálculo del factor de gravedad especifica, Fg. Univ. Diego Vicente Torrico Agreda 141 Optimización en la adquisición para prueba de pozo. U.A.G.R.M. Fuente: Tabla 5 - ASTM Tabla 16 Cálculo de los Grados API a 60 ºF. Univ. Diego Vicente Torrico Agreda 142 Optimización en la adquisición para prueba de pozo. U.A.G.R.M. Fuente: Tabla 5 - ASTM Univ. Diego Vicente Torrico Agreda 143 Optimización en la adquisición para prueba de pozo. U.A.G.R.M. ANEXO - B “GRAFICAS” Índice de grafica Pág. Graf. 1 Factor k para el cálculo del encogimiento del petróleo…………………………. 145 Graf. 2 Factor de encogimiento de la grafica de katz………………………………………… 146 Graf. 3 Graf. 4 Capacidad de liquido en separadores horizontales………………………………. Capacidad de gas en separadores horizontales……………………………………. 147 148 Univ. Diego Vicente Torrico Agreda 144 Optimización en la adquisición para prueba de pozo. U.A.G.R.M. FLOPETROL - FIELD OPERATING HANDBOOK. Graf. 1 Factor k para el cálculo del encogimiento del petróleo. Univ. Diego Vicente Torrico Agreda 145 Optimización en la adquisición para prueba de pozo. U.A.G.R.M. FLOPETROL - FIELD OPERATING HANDBOOK. Graf. 2 Factor de encogimiento de la grafica de katz. Univ. Diego Vicente Torrico Agreda 146 Optimización en la adquisición para prueba de pozo. U.A.G.R.M. FLOPETROL - FIELD OPERATING HANDBOOK. Graf. 3 Capacidad de líquido en separadores horizontales. Univ. Diego Vicente Torrico Agreda 147 Optimización en la adquisición para prueba de pozo. U.A.G.R.M. FLOPETROL - FIELD OPERATING HANDBOOK. Graf. 4 Capacidad de gas en separadores horizontales. Univ. Diego Vicente Torrico Agreda 148 Optimización en la adquisición para prueba de pozo. U.A.G.R.M. ANEXO - C “FIGURAS” Pag. Fig. 6.1 Fig. 6.2 Medición de fluidos con ayuda de un medidor de petróleo y agua, cuando los niveles de petróleo y agua son constantes. Medición del flujo de agua con ayuda de un solo medidor de petróleo, cuando el nivel de agua no es constante. Univ. Diego Vicente Torrico Agreda 150 151 149 Optimización en la adquisición para prueba de pozo. U.A.G.R.M. fig. 6.1 Medición de fluidos con ayuda de un medidor de petróleo y agua, cuando los niveles de petróleo y agua son constantes. Univ. Diego Vicente Torrico Agreda 150 Optimización en la adquisición de datos para prueba de pozo. U.A.G.R.M. fig. 6.2 Medición del flujo de agua con ayuda de un solo medidor de petróleo, cuando el nivel de agua no es constante. Univ. Diego Vicente Torrico Agreda 151
