Subido por diego torrico

Trabajo dirigido prueba de producción con equipo de superficie

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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
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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).
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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)
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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.
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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.
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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.
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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
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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.
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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.
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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.
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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:
̅
̅
∫
̅
̅ ̅
̅
∫
( )
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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.
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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.
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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;
(
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)
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.
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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.
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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:
̅
̅
̅
̅
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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:
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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.
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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.
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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.
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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
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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
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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
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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.
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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.
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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.)
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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.
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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. -
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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:
⁄
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(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.
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89
Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y
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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.
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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)
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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).
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92
Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y
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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)
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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)
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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.
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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.
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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.
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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.
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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.
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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:
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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 VCFn1  EXP  n 60  T  1  0.8   n 60  T 
(4.94)
La calculación se detiene cuando
 n1 60 
 0T
VCFn1
(4.95)
SGOil @ 60 °F es calculado con la formula siguiente:
SG60oil 
 60
999.012
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(4.96)
101
Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y
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API 60 
U.A.G.R.M.
141.5
 131.5 ([email protected])
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).
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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 @ 600.00091*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 @ 600.00091*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
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



(4.105)
103
Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y
Mediciones de flujo de gas, petróleo y agua.

1
1  SHR2  

6.585112.91329*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 6.585112.91329*log X 0.27683*log X  ;
1.2255
  SGAPI @ 600.989


GOR2  SGdgas *  P1

1
.
4
0.172
Toil

 
P1  10


 2.8869 14.18113.3093*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.
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104
Cap. IV: Ecuaciones de flujo, métodos de análisis y
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U.A.G.R.M.
4.6.6.1 PARA LA MEDICIÓN DEL FLUJO A TRAVES DE TANQUE:
(
)
(4.109)
Donde:
= Volumen de petróleo [email protected] 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.
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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.
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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 [email protected] 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 [email protected] 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 [email protected] 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 [email protected] 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
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TOMAS C. FRICK, Petroleum Production Handbook, Society of Petroleum
Engineers of AIME Dallas.

GEOSERVICES, Manual Well Testing, 2004.
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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
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140
135
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Fuente: Tabla 4 del reporte AGA Nº 3
Tabla 11 Cálculo del factor básico de orificio, Fb.
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136
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Fuente: Well Testing Handbook - Schlumberger.
Tabla 12 Cálculo del factor temperatura de flujo, Ftf.
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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.
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138
Optimización en la adquisición para prueba de pozo.
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Fuente: California Natural Gasoline Associations Bulletins Nº TS-402 y TS-461.
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139
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Fuente: Well Testing Handbook - Schlumberger.
Tabla 14 Cálculo del factor de expansión, Y2.
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140
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Fuente: Tabla 15 del reporte AGA Nº 3
Tabla 15 Cálculo del factor de gravedad especifica, Fg.
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141
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Fuente: Tabla 5 - ASTM
Tabla 16 Cálculo de los Grados API a 60 ºF.
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142
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Fuente: Tabla 5 - ASTM
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143
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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
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144
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FLOPETROL - FIELD OPERATING HANDBOOK.
Graf. 1 Factor k para el cálculo del encogimiento del petróleo.
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145
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FLOPETROL - FIELD OPERATING HANDBOOK.
Graf. 2 Factor de encogimiento de la grafica de katz.
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146
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FLOPETROL - FIELD OPERATING HANDBOOK.
Graf. 3 Capacidad de líquido en separadores horizontales.
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147
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FLOPETROL - FIELD OPERATING HANDBOOK.
Graf. 4 Capacidad de gas en separadores horizontales.
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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.
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fig. 6.1 Medición de fluidos con ayuda de un medidor de petróleo y agua, cuando los niveles
de petróleo y agua son constantes.
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150
Optimización en la adquisición de datos para prueba de pozo.
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fig. 6.2 Medición del flujo de agua con ayuda de un solo medidor de petróleo, cuando
el nivel de agua no es constante.
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151
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