Los mecanismos de producción se pueden dividir en aquellos que producen por: • Surgencia natural • Sistema de extracción artificial. Surgencia Natural Si el yacimiento tiene suficiente presión dinámica; el petróleo, agua y gas son impulsados hacia la superficie por la presión natural del yacimiento. En este caso se instala en la cabeza del pozo un equipo llamado "árbol de navidad", que consta de un conjunto de válvulas para regular el paso del petróleo. Los controles de la producción se realizan en la superficie por medio del llamado "árbol de Navidad", compuesto por una serie de válvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a voluntad. La surgencia se regula mediante un orificio cuyo diámetro dependerá del régimen de producción que se quiera dar al pozo. Levantamiento Artificial Cuando la perdida de energía de la instalación, es mayor que presión dinámica del reservorio para cualquier caudal de flujo , entonces es necesario el uso de una fuente externa de energía para levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador La Presión en el pozo-Presión hidrostática ECUACIÓN FUNDAMENTAL DE LA HIDROSTÁTICA El principio fundamental de la hidrostática establece que la presión en un punto del interior de un fluido (presión hidrostática) es directamente proporcional a su densidad, a la profundidad que se encuentre dicho punto y a la gravedad del sitio en el que se encuentre el fluido. Ph =δ [kg/m3] * g [ m/s2] * h[m] Donde Ph es la presión hidrostática medida en Pascales [kg/m*s2] = Pascal δ es la densidad del liquido medida en unidades de fuerza [Kg/m3] h es la altura de la columna de liquido medida en m g es la aceleración de la gravedad se mide en m/s2 Factores de conversión 1 kg/cm2 = 98067 Pa 1 kg/cm2 = 14,22 Psi Ecuación de campo de la presión hidrostática Presión hidrostática (Ph): Es la presión ejercida por el peso de una columna de fluido, en función de la densidad del fluido y longitud de la columna del mismo. Para su cálculo en el pozo se aplican las siguientes formulas: 𝑃ℎ = Ph= Presión hidrostática [Kg/cm2] h = Altura de la columna de fluido [m] Dl=Densidad del liquido gr/cm3 10 contante para conversión de unidades ℎ ∗ 𝐷𝑙 10 Gradientes de Presión hidrostática (Gr) Es la relación de la variación de la presión (∆p) con la variación de la profundidad (∆h) dentro de una columna fluido. Gr = Ph/h Donde Gr= gradiente de presión de fluido Como Ph = (h * ẟ) /10 Despejando Para calcular el gradiente entre 2 puntos. Ph1 = ẟ (y1)/10 P1 Ph2 = ẟ (y2)/10 y1 y2 Gr=Ph/h=ẟ/10 P2 Grafico cartesiano Eje y Profundidad Eje x Presión Presión Psi Gradiente de Presión estática en un pozo con 3 fluidos, los quiebres en los contactos representan los cambios de densidad del fluido Gas Profundidad h [m] Contacto gas / petróleo Petróleo Contacto petróleo / Agua Agua Presión del reservorio (o formación - Pws): Es la presión estática que ejercen los fluidos en los poros de las rocas. Llamada también, presión de poro, o de formación. Es la presión reservorio en la zona que no ha sido alterada por la extracción de fluidos. Presión dinámica de fondo de pozo (Pwf): Esta es la presión que se desarrolla con el pozo en producción, en las paredes del pozo donde se encuentran los punzados. • Ph: Presión en boca de pozo. Presión en boca de pozo es medida aguas abajo del orificio • Pl=Presión de linea de producción (Tubing), Pwl: Presión en la linea de conducción • Psep Presión en el separado Diferencial de Presión: Por ejemplo ∆p1=Pws-Pwf ∆p1= Representa la perdida de carga en el medio poroso (Reservorio). Las pérdidas de carga “∆p” siempre se producen por el fluido en movimiento dentro del sistema, por ejemplo En el medio poroso (Reservorio), Fricción con las cañerías (Flujo vertical), Orificios (estrangulador, choques, beans) etc. En el caso del flujo vertical dentro del tubing además la fricción entre el fluido y la cañería existe la contrapresión por el peso la columna de fluido que llena la cañería (Ph presión hidrostática). Presión estática Presión medida en un pozo después de que se haya cerrado durante un período de tiempo prolongado. Cuando se descubre un yacimiento, la presión estática es igual a la presión inicial. Después de que comienza la producción, la presión estática se aproxima a la presión promedio del yacimiento. Presión dinámica Es la presión que ejerce el fluido en su movimiento. Ahora podemos definir la surgencia natural en función de la presión: Cuando la presión dinámica del reservorio (Pwf) es mayor que la presión hidrostática (Ph) o peso l fluido contenido en el tubing; el pozo surge por el impulso de la presión del reservorio. Ph< Pwf A medida que los pozos son producidos, la presión de formación va decayendo naturalmente, por la extracción de petróleo, gas y agua, hasta que el pozo deja de fluir, entonces el fluido ya no llega a la superficie, alcanzado una determinada altura en el tubing. Nivel Estático: Es la profundidad a la que se encuentra el nivel del fluido en un pozo medido desde la boca de pozo Siempre medido cuando el pozo no está en producción (pozo cerrado) Nivel Dinámico: Es la profundidad a la que se encuentra el fluido en el pozo, cuando el mismo está en producción: Este nivel es típico de los pozos en extracción por métodos artificiales. Ensayo de producción en Pozos de gas Los ensayos de Pozo tienen por objeto predecir los caudales de producción predecir el comportamiento a futuro con el análisis IPR Instalación de Ensayo Fosa de Quema Separador de ensayo El separador de ensayo separa y mide la producción de cada uno de los fluidos del pozo, los líquidos se envían a una pileta de ensayo y en gas a una fosa de quema Elementos de ensayo en pozos Ensayo a flujo estabilizado Ensayos Convencionales Para realizar el ensayo se parte del pozo Cerrado con la presión estática del reservorio estabilizada. Luego se hace producir el pozo a varios caudales (con cambio de orificio), midiendo caudales y presiones dinámicas de fondo hasta alcanzar la estabilización de ambos parámetros. Orificio y porta orificio para ensayos de pozo Caja Portaorificio Cuando en el reservorio existe una presión igual o mayor a la energía perdida en la instalación (separador y conjunto de cañerías : línea y tubing), se dice entonces que el pozo es capaz de producir por FLUJO NATURAL. Pwf Pct = pérdidas de carga en el tubing (debido a la fricción) Ph = como ya mencionamos; representa el peso de la columna de fluido de una altura h Pcs = Pérdidas de carga en superficie (cañería horizontal, debido a la fricción) Pwf= Presión dinámica de fondo de pozo NIVEL ESTATICO (NE) El NE es la altura de la columna de fluidos en un pozo que produce por levantamiento artificial, en el cual el yacimiento no tiene suficiente energía para vencer las perdidas presión es desde el fondo hasta el separador Boca de pozo NE Ph Nivel estático Es el nivel de fluido, que será máximo cuando el pozo no produzca. Entonces, la presión de la columna de fluido equilibrará la presión del reservorio Ph = Pws Bajará cuando le apliquemos al pozo algún sistema de extracción artificial, hasta un valor en el cual la entrada de fluido de la formación equilibrará al fluido extraído. Sumergencia es la altura de la columna Sumergencia de fluido medida desde el Anclaje de la bomba hasta el Nivel dinámico con el pozo en producción Pws NIVEL DINAMICO (ND) El Nivel Dinámico (ND) es la altura de los fluidos en el pozo una vez que el caudal de producción se ha estabilizado. Como veremos mas adelante el nivel de fluido se obtiene a utilizando la propagación del sonido (sonolog), se mide en el espacio anular y representa la profundidad de la columna de fluido la bocas de pozo. Se pueden distinguir tres escenarios en los pozos productores por extracción artificial: A espacio anular con gas libre B Espacio anular con petróleo y gas libre C Espacio anular petróleo con gas disuelto y gas libre Cañería Control Análisis Nodal En un sistema de producción se conocen en principio dos presiones, la presión del separador (Ps) en superficie y la presión estática del Reservorio (Pws). Conociendo presión de estos puntos “Nodos”, se pueden determinar las caídas de presión en algún punto intermedio. La evaluación del sistema por medio del análisis nodal, brinda información para la solución a problemas a las perdidas de producción que generan en las caídas anormales de presión en algún nodo. El análisis se realiza básicamente analizando el sistema donde se incluyen Cañería General caídas de presión en 5 componentes básicos: El análisis nodal, evalúa 1. Transporte en el reservorio : Caída de presión en el Reservorio 2. Transporte en la Zona de los punzados (completación) 3. Transporte en el pozo-caída de presión en el pozo (Movimiento de fluido vertical). 4. Transporte en la línea de flujo superficial aguas abajo del orificio 5. Llegada al Separador – Caída de presión total del sistema Análisis Nodal El procedimiento de análisis que se realizan en un sistema de producción en su conjunto, permite predecir el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos. Como resultado de este análisis, se puede obtener por lo general una mejoría en la eficiencia de flujo, o bien un incremento en la producción. Se utiliza en el diseño y evaluación, tanto en pozos surgentes o con sistemas artificiales de producción. Una caída de presión que ocurre como producto de las restricciónes en el del sistema de producción es conocido como nodo funcional. A través de un nodo funcional, siempre ocurrirá una pérdida inmediata de presión. La caída de presión puede ser generada por un reductor, punzados , válvula de seguridad, cambios de diámetros de cañería Un ejemplo de nodo es el estrangulador con el cual se genera una caída de presión P1> P2 Donde P1 representa la presión aguas arriba de estrangulador y P2 aguas abajo del mismo Vista esquemática de un estrangulador de flujo. La caída de presión total viene dada por la ecuación: Pws-Psep = ∆P1+∆P2+∆P3+∆P4 La caída de presión total representa la caída desde la presión estática del reservorio hasta la presión del separador y/o tanque de almacenaje. Dónde: ∆P1 = Pws – Pwfs = Caída de presión en el Reservorio ∆P2 = Pwfs – Pwf = Caída de presión en la zona de los punzados ∆P3 = Pwf – Pwh = Caída de presión en el pozo (Movimiento de fluido verticalAntes del orificio). ∆P4 = Pwh – Psep = Caída de presión en la línea de flujo después del orificio. (Movimiento de fluido horizontal) Análisis Nodal Transporte de Fluidos en el reservorio: El movimiento de fluidos se inicia en el reservorio a una distancia del pozo donde la presión es Pws, viaja a través del medio poroso hasta llegar a la cara de la arena donde la presión es Pwfs. Presión dinámica del reservorio: Pwf es la presión que se desarrolla en la cara de la formación, o sea en las paredes del pozo donde se encuentran los punzados. Esta se puede determinar con Ensayos de Formación, Perfiles de Presión, con sensores de fondo. Transporte en la zona de los punzados (completación) : Los fluidos del reservorio desde la cara de la arena productiva atraviesan la completación, consistente en la cañería de revestimiento, cemento y punzados. Al atravesar la completación; la presión es Pwf (presión de fondo de pozo) Análisis Nodal Transporte de fluidos en el pozo Dentro del pozo el fluido asciende por la cañería de producción venciendo la fuerza de Gravedad y la fricción en las paredes internas de la tubería; llega a la cabeza de pozo con una presión Pwh Transporte en la línea de Conducción: Al salir de la cabeza de Pozo, el fluido pasa a través del orificio donde se genera una caída brusca de la presión; es la presión de la línea de flujo Plf, atravesando la línea de conducción llega al separador a la presión Psep Completación o terminación del pozo El objetivo final de una terminación (completación) eficiente de un pozo; es establecer una conexión efectiva entre éste y su radio de drenaje “r” en el yacimiento en el espesor h de la arena productiva. La caída de presión (Pws-Pwfs), representa la variación de presión a una distancia “r”. Las causas de una baja productividad en un pozo pueden variar desde un problema fundamental del yacimiento (alta viscosidad del fluido, baja porosidad) hasta restricciones al flujo en la zona cercana al pozo(daño inducido), en el pozo mismo, o restricciones en las instalaciones de superficie Completación del pozo-Operación de punzamiento El punzamiento de un pozo es la operación mediante el cual se crean orificios en el casing mediante disparos generados por un cañón, que pasan a través de la capa de cemento y se extienden dentro de la formación, para establecer una conexión efectiva entre la zona productora y el pozo; permitiendo que ingresen los fluidos de la formación al mismo y de allí poder ser estados a superficie. El punzamiento inyectar fluidos y efectuar trabajos remediación con la inyección del cremento de inyección de cemento (cementación secundaria), realizar estimulaciones( Inyección de ácidos o fracturas hidráulicas) . Estas perforaciones deben ser limpias, de tamaño y profundidad uniformes y no deben dañar el revestidor y la adherencia de cemento. Medición de Nivel en pozos productores - Ecometría Para determinar el nivel de fluido de un pozo, generalmente se recurre al uso de los ecómetros. Se trata de un detector acústico de nivel. El objetivo es determinar dónde se encuentra el nivel de fluido, ya sea dinámico o estático, aprovechando la diferencia de densidad entre el gas y el líquido que contenga el pozo. La técnica comúnmente empleada es el disparo de gas CO2 a través de la boca de pozo y posterior medición de la señal acústica resultante que viaja dentro del espacio anular Mediante el procesamiento de la señal acústica es posible estimar con precisión la PROFUNDIDAD A LA QUE SE ENCUENTRA EL NIVEL ESTATICO O DINAMICO de fluido desde la boca de pozo. Conección del equipo al puente de producción El equipo utilizado consta de una la cámara de disparo o expansión que va conectada al espacio anular con el pequeño cilindro de gas, sostenido por el operador, de dióxido de carbono o nitrógeno que provee la energía necesaria para producir la onda de presión. Registro de datos: Los datos se graban en la memoria del computador para su posterior procesamiento. Pistola de gas Transductor de Presión El Analizador de Pozo es la interface donde se recibe la información enviada por el solenoide, el transductor de Presión y el micrófono La técnica comúnmente empleada es el disparo de gas CO2 o N2 a través de la boca de pozo. 1. Pulso Acústico Reflejado El pulso acústico es generado por la explosión del gas comprimido dentro del anular del Casing. 2. La señal acústica resultante que viaja dentro espacio anular (tubing/Casing). INTERPRETACIÓN DE LOS DATOS DE LAS PRUEBAS SONOLOG 1.La profundidad desde la pistola hasta una anomalía en el anular del Casing es directamente proporcional al tiempo, RTTT ( Round Trip Travel Time-Tiempo de Viaje idaVuelta) , para un pulso acústico que viaja desde la pistola hasta un anomalía y se refleja de regreso hasta el micrófono en superficie. 2. El micrófono alojado en la pistola de gas detecta la reflexión acústica efectuada por las cuplas, punzados, nivel de fluido y otras obstrucciones en el anular. 3. Basado en el tiempo transcurrido desde el disparo acústico y las reflexiones, el TWM (software Total Well Management)calcula la profundidad de cada elemento en el pozo. Generalmente, la profundidad se obtiene por referencia a marcas en el espacio anular como las cuplas de la cañería de producción u otras obstrucciones de profundidad conocida. La onda se desplaza a través del espacio anular hasta llegar al nivel de líquido, donde se refleja, a la SONOLOGregresando PRINCIPIO MATEMATICO La toma de un Registro Sonolog superficie por las paredes del permite determinar el Nivel de Fluido: tubing. D: Nivel de fluido. V Velocidad acústica t : Tiempo de viaje. Informe de medición del Nivel dinámico de un pozo productor equipado con bombeo Mecánico Este ejemplo muestra uno de los errores mas comunes al considerar el nivel registrado como valido sin aplicar la corrección de Mc Coy Nivel registrado 650.97 m Nivel corregido 776.1 m Sumergencia Nivel Registrado 220.03 m Sumergencia corregida 94.9 m Grafico de registro dinamométrico Grafico de registro dinamométrico ampliado. Eje horizontal tiempo en milisegundos Eje vertical Volts Estos gráficos representan las variaciones de espesor de la cañería por la presencia de las cuplas, en este caso se representan como variaciones de voltaje en función del tiempo. Los registros de voltaje los realiza un micrófono el la pistola de disparo. El micrófono convierte los pulsos de sonido que llegan del pozo en variaciones de voltaje. El objetivo final de una terminación (competición) eficiente de un pozo; es establecer una conexión efectiva entre éste y su radio de drenaje “r” en el yacimiento en el espesor h de la arena productiva. La caída de presión (Pws-Pwfs), representa la variación de presión a una distancia “r”. Las causas de una baja productividad en un pozo pueden variar desde un problema fundamental del yacimiento (alta viscosidad del fluido, baja porosidad) hasta restricciones al flujo en la zona cercana al pozo(daño inducido), en el pozo mismo, o restricciones en las instalaciones de superficie La presión Pwsf representa la caída de presión en la completación o terminación; como esta valor puede ser pequeño para los cálculos consideramos Pwf como presión de dinámica de fondo de pozo. IPR (Inflow Perfomance Relationship) La relación del Caudal de producción, en m3/d la presión diferencial (Pwf-PWs) en el punto medio del intervalo productor, se denomina índice de productividad J. índice de Productividad IPR = Qw/(Pws-Pwf ) Unidades: m3/d/Kg/Cm2 El índice de productividad es una medida del potencial del pozo o de su capacidad de producir, y es una propiedad comúnmente medible. Después de un período de cierre del pozo suficientemente largo para obtener equilibrio en la presión del yacimiento, empleando un medidor de presión de fondo, se determina la presión estática Pws. Posteriormente se pone el pozo en producción, luego que haya producido a un caudal estabilizado por un tiempo determinado se mide la presión fluyente en el fondo, Pwf empleando el mismo medidor. La diferencia (Pws- Pwf) se denomina presión diferencial o caída de presión ∆p. El Caudal se determina por medio de medidas en el separador El IPR es una representación del IP índice de Productividad IPR (Inflow Perfomance Relationship) La relación del Caudal de producción, en m3/d y la presión diferencial (Pws-Pwf) en el punto medio del intervalo productor (capa zona productora), se denomina índice de productividad J o IPR índice de Productividad IPR = Qw/(Pws-Pwf ) Unidades: m3/d/Kg/cm2 El índice de productividad es una medida del potencial del pozo o de su capacidad de producir, y es una propiedad de los pozos comúnmente medida. La zona punzada puede comprender el total del espesor de la capa productora o solamente una parte de la misma) IPR (Inflow Perfomance Relationship) Este índice es generalmente medido durante un ensayo de producción en el pozo. Para que el ensayo sea representativo se debe observar: 1. El pozo es cerrado hasta alcanzar la presión estática del reservorio. 2. El registro de presión se debe realizar preferiblemente con registrador de fondo ( tipo electrónico - Memory) registrando puntos de variaciones de presión y temperatura en función del tiempo. 2. El pozo se pone en producción a un caudal constante y a una presión de fondo estabilizada midiendo los caudales con separador. 3. Para tener una buena medición del IPR , es necesario que el pozo produzca a un caudal constante el tiempo suficiente para alcanzar un estado estable - pseudoestable La Curva IPR(J) Es la representación gráfica de las presiones del pozo surgente , Pwf, y los caudales de producción de líquido Ql Para cada Pwf existe una tasa de producción de líquido Ql Δp=Pws-Pwf
