SISTEMAS DE PRUEBAS DE POZO
ANDRÉS FELIPE LEAL MORA DIEGO ALEJANDRO HERNÁNDEZ CASTAÑO JOSE ANDRÉS COTES MENDOZA SONIA ALEJANDRA SÁNCHEZ GÓMEZ
UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULTAD DE INGENIERÍAS FISICO QUÍMICAS ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS FACILIDADES DE SUPERFICIE GRUPO H1 BUCARAMANGA 2017
SISTEMAS DE PRUEBAS DE POZO
ANDRÉS FELIPE LEAL MORA DIEGO ALEJANDRO HERNÁNDEZ CASTAÑO JOSE ANDRÉS COTES MENDOZA SONIA ALEJANDRA SÁNCHEZ GÓMEZ
Presentado a: M.Sc. EDISON ODILIO GARCÍA NAVAS
UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULTAD DE INGENIERÍAS FISICO QUÍMICAS ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS FACILIDADES DE SUPERFICIE GRUPO H1 BUCARAMANGA 2017
2
CONTENIDO 1.
INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................5
2.
PRUEBAS DE PRODUCCIÓN ...............................................................................................6 2.1
DEFINICIÓN ......................................................................................................................6
2.2
MARCO LEGAL VIGENTE ..............................................................................................6
2.2.1
ARTÍCULO 2.2.1.2.1 2.2.1.2.1.8. .8. ................................................................................................6
2.2.2
Decreto 1073 de 2015 ..................................................................................................7
Título V. Capítulo II ...................................................................................................................7 Título VII. Capítulo II .................................................................................................................7 2.2.3
Decreto 3274 de 2009 ..................................................................................................7
Artículo 41. 41. Requerimientos Requerimientos para para la medición medición ......................................................................7 Artículo 60. 60. Informes sobre actividade actividadess de producción producción ......................................................7 2.3
FORMAS MINMINAS .......................................................................................................8
2.3.1
FORMULARIO 16CR ................................................................................................8
2.3.2
FORMULARIO 9SH ..................................................................................................9
3. PRUEBAS DE POZO (WELL TESTING) CON SEPARADORES TRIFÁSICOS CONVENCIONALES. .......................................................................................................................9
4.
3.1
PROCEDIMIENTO PRUEBAS DE PRODUCCIÓN EN SEPARADORES ............ 11
3.2
TIPOS DE SEPARADORES ........................................................................................ 11
3.3
CARACTERÍSTICAS ..................................................................................................... 12
3.4
VENTAJAS ...................................................................................................................... 12
3.5
DESVENTAJAS .............................................................................................................. 12
WELL TESTING ..................................................................................................................... 12 4.1
ASPECTOS GENERALES GENERALES DE SEGURIDAD SEGURIDAD ............................................................ 13
4.2
PROCESO PRELIMINAR A LA PRUEBA .................................................................. 13
4.3
Equipos e Instrumentos ................................................................................................. 14
4.3.1
Data Header ............................................................................................................ 14
4.3.2
Choque Manifold .................................................................................................... 14
4.3.3
Separador de Prueba de producción .................................................................. 15
4.3.4
Scrubber .................................................................................................................. 15
4.3.5
Knock Out (KO) Drum ............................................................................................ 16
3
4.3.6
Bota de Gas ............................................................................................................ 17
4.3.7
Gun Barrel ............................................................................................................... 17
4.3.8
Tanque de Almacenamiento horizontal cilíndrico ............................................. 18
4.4
PRUEBAS CONTRATANQUE ..................................................................................... 18
4.4.1 MEDICIÓN MANUAL ESTÁTICA DE NIVEL EN TANQUES ATMOSFÉRICOS ................................................................................................................... 19 4.4.2 5.
6.
MEDICIÓN AUTOMÁTICA DE NIVEL EN TANQUES ..................................... 19
MEDIDORES EN CABEZA DE POZO – MULTIFÁSICOS .............................................. 21 5.1
VENTAJAS ...................................................................................................................... 23
5.2
DESVENTAJAS .............................................................................................................. 23
5.3
PRINCIPALES Y PROVEEDORES DE SERVICIOS DE PRUEBAS DE POZOS 23
PRUEBAS Y MEDICIONES REALIZADAS EN LABORATORIO ................................... 24 6.1
ASSAY TIPO 1 ............................................................................................................... 26
7.
PROVEEDORES DE PRUEBAS DE POZO ...................................................................... 27
8.
EJEMPLO DE APLICACIÓN, CAMPO COLOMBIANO ................................................... 27 8.1
9.
CAMPO CASTILLA ........................................................................................................ 27
8.1.1
Problemas ............................................................................................................... 27
8.1.2
Metodología Usada ................................................................................................ 28
8.1.3
Descripción de las Soluciones ............................................................................. 28
8.1.4
Análisis de las Soluciones .................................................................................... 29
BIBLIOGRAFÍA ....................................................................................................................... 30
No se encuentran elementos de tabla de ilustraciones.
4
1. INTRODUCCIÓN
En un campo petrolero, es necesario monitorear el comportamiento de cada pozo constantemente para optimizar la producción y el tiempo de vida de un campo en términos económicos. La incertidumbre de las mediciones obtenidas de las pruebas de pozo depende de un número de factores que difieren de pozo a pozo. Decisiones críticas de gran valor económico se toman en base a los resultados de las pruebas de pozo; por ejemplo: producir de uno u otro reservorio, perforación de nuevos pozos, reducción de la razón de producción del reservorio, etc. Por tal razón surge la necesidad de buscar la forma de cuantificar volúmenes discriminando la producción de pozo por pozo, de manera óptima, efectiva, precisa, rentable. De allí la gran importancia de estas pruebas.
5
2. PRUEBAS DE PRODUCCIÓN 2.1 DEFINICIÓN Son procedimientos fundamentales en el entendimiento del rendimiento y monitoreo del pozo, así como las variaciones o cambios de los modelos predictivos. Las pruebas de pozo aplicadas con el fin de determinar la producción buscan a nivel general llevar a cabo las siguientes consideraciones:
Monitorear en forma constante el comportamiento y vida de la producción del pozo, con el fin de determinar así las operaciones a implementar para mantener o mejorar la misma.
Establecer requerimientos propios para cada pozo según la aplicación mensual de una prueba. La frecuencia de implementación de éstas puede cambiar según diversos factores previstos del comportamiento futuro del pozo o eventos que puedan generar impactos en la producción.
Al ejecutarse una intervención, las pruebas de pozos son factores vitales que permiten describir y evaluar la respuesta del pozo antes y después de la ejecución de la misma. La implementación en forma paralela o simultánea a la prueba de pozo de una prueba PLT (Production Logging Test) permite validar los resultados obtenidos. 2.2 MARCO LEGAL VIGENTE 2.2.1 ARTÍCULO 2.2.1.2.1.8.
Datos
y
documentos
sobre
actividades
de exploración y explotación.
Los datos y documentos sobre actividades de exploración y explotación de que trata el artículo 28 del Código de Petróleos se entregarán al Ministerio antes del 1º de marzo siguiente al año calendario o parte del mismo a que se refieren. La memoria contendrá un informe documentado sobre la realización del programa de inversiones y actividades, de conformidad con las normas que dicte el Ministerio. (Decreto 1348 de 1961, art. 9°)
6
2.2.2 Decreto 1073 de 2015 Por medio del cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía. Por el cual se dictan normas de exploración y explotación de petróleos y gas. Título V. Capítulo II Artículo 39 – Pruebas de Pozos Todo pozo en producción debe ser probado por lo menos una vez al mes, con una duración mínima de seis horas, con el fin de determinar los volúmenes y parámetros (GOR y BSW) de los fluidos producidos. Título VII. Capítulo II Artículo 60 – Informe Sobre Actividades de Producción Dentro de los primeros siete (7) días de cada mes se remitirá al MME la información con respecto a las actividades de producción realizadas en el mes anterior, diligenciando el respectivo formulario. 2.2.3 Decreto 3274 de 2009 Artículo 41. Requerimientos para la medición Los equipos de medición de hidrocarburos, la obligación de preservar su integridad, la periodicidad con la cual estos deban calibrarse, las certificaciones con las cuales estos deban contar y los demás requerimientos que sean necesarios para desarrollar esta actividad. Artículo 60. Informes sobre actividades de producción
7
El contratista responsable de todo campo o pozo activo o inactivo, en explotación comercial, prueba extensa o pruebas iniciales, deberá enviar al Ministerio de Minas y Energía o a quien haga sus veces en materia de fiscalización, los siguientes informes:
Informe Diario de Producción, IDP Informes Mensuales
2.3 FORMAS MINMINAS 2.3.1 FORMULARIO 16CR
8
2.3.2 FORMULARIO 9SH
3. PRUEBAS DE POZO (WELL TESTING) CON SEPARADORES TRIFÁSICOS CONVENCIONALES. Un separador es un recipiente metálico cerrado que se usa, como indica su nombre, para separar las tres diferentes fases del fluido de yacimiento (aceite, gas y agua) producido y en ocasiones incluso algunos sólidos suspendidos en la corriente. Éste equipo es empleado en los procesos de producción, procesamiento y tratamiento de fluidos hidrocarburos, con el fin de optimizar dichas operaciones y facilitar la comercialización de los productos (aceite y gas).
9
En la industria de los hidrocarburos, los separadores son diseñados específicamente para el tratamiento de mezclas complejas de líquidos y gas con diferencias composicionales y de densidad. Su dimensionamiento adecuado es de gran importancia debido a que la separación física de las fases involucradas es una de las operaciones más importantes en el proceso productivo y de recepción de fluidos de un pozo petrolero y para su posterior proceso de refinación y venta.
Los separadores convencionales se clasifican como “bifásicos” si el gas es separado de una corriente total de líquido y “trifásicos” si también están en la
capacidad de separar la corriente de líquido en su petróleo crudo y fracción de a gua. Para una separación efectiva de las fases de un fluido se requieren dos condiciones esenciales: la inmiscibilidad entre las mismas y diferencia en sus densidades. Adicionalmente, existentes mecanismos básicos dentro del fenómeno físico de separación de fluidos: El cambio de moméntum, la segregación gravitacional y la coalescencia., que permiten que éste ocurra. Además, los separadores cuentan con dispositivos mecánicos, la posibilidad de realizar cambios en la presión y temperatura de separación y la alteración de la interfaz gas-líquido, que permiten optimizar y facilitar el proceso. Las aproximaciones tradicionales en la industria del petróleo a la estimación de la productividad de un pozo (operación conocida como Well Testing) utilizan separadores trifásicos convencionales para segregar el flujo combinado de aceite, gas y agua en tres distintos flujos, cada uno de una sola fase, que son medidos usando tecnologías convencionales. Éstos separadores han sido utilizados durante los últimos ciento cincuenta años. Las operaciones de Well Testing son esenciales en la determinación de la productividad de los pozos, en el diagnóstico de los problemas asociados con el reservorio, detección de los problemas mecánicos relacionados con el sistema de producción (o completamiento) y la determinación de la eficiencia de los sistemas de levantamiento artificial, entre otras variables.
10
3.1 PROCEDIMIENTO PRUEBAS DE PRODUCCIÓN EN SEPARADORES El flujo del pozo que está en prueba es separado en dos o tres fases (petr óleo, agua y gas). El flujo de cada fase es medido y muestreado, luego de lo cual la información de la prueba es correlacionada matemáticamente para calcular la contribución de cada pozo en el total de producción. La incertidumbre en las mediciones de los medidores de fase en un separador varía de pozo a pozo y en muchos casos en muy difícil de estimar. Esto se da principalmente por los problemas de calibración e inspección de dichos medidores. Por lo tanto, el separador de pruebas bajo condiciones normales de operación puede abarcar una incertidumbre del orden del 5 %, en términos normales de operación, en cada lectura por fase de flujo de volumen. En general es difícil sugerir valores de incertidumbre para un medidor multifásico si es que debe reemplazar a un separador convencional. 3.2 TIPOS DE SEPARADORES •
El separador de tres fases Horizontal.
•
El separador de dos fases horizontal.
•
El separador de dos fases vertical.
•
El separador de dos fases cilíndrico compacto.
11
3.3 CARACTERÍSTICAS •
Usado en pozos de exploración en donde se desconocen las fases efluentes.
•
Usado en fluidos tales como gas, condensados, crudos ligeros y pesados.
•
El separador es más pequeño que los separadores convencionales de producción.
•
Se consideran instalaciones permanentes.
•
Puede funcionar como una unidad independiente o en combinación con medidores multifásicos. 3.4 VENTAJAS
•
•
A altos caudales pueden ser colocados en serie o en paralelo En muchos casos se sobredimensiona por lo que no es especifico de un solo campo 3.5 DESVENTAJAS
•
•
•
No mide variaciones rápidas de caudal y se dificulta la medición con flujos tipo bache, espumas y emulsiones No diseñados para pozos específicos Condiciones de operación hacen que queden agua en el crudo y crudo en las corrientes de agua y gas
4. WELL TESTING Las pruebas de pozo con fines de exploración son decisivas al momento de tomar la decisión de continuar desarrollando un campo. Este tipo de pruebas implican un alto costo económico, sin embargo, el interés primordial de estos procedimientos radica en la calidad de los datos obtenidos y la integridad de la prueba implementada. Según los resultados extraídos a partir de esta prueba, la compañía
12
operadora del campo decide si este es comercialmente y explotable, y a su vez establece nuevos pozos a perforar continuando con el desarrollo del campo. 4.1 ASPECTOS GENERALES DE SEGURIDAD Las pruebas de pozo deben estar supervisadas, reguladas y vigiladas durante todo el desarrollo de esta por la autoridad, normas y consideraciones de la compañía operadora y agencias gubernamentales. Todos los equipos que contengan líquidos a excepción de los que contienen agua dulce deben tener su respectivo polo a tierra (aterrizar equipo). Los equipos móviles como generadores, compresores y equipos de contingencia no necesitan ser aterrizados. Antes de armar cualquier equipo se debe realizar una reunión y discusión con la autoridad ambiental. Todo el sistema debe estar protegido contra sobrepresiones por medio de un sistema de válvulas PSV y discos de ruptura. La tubería que conduce al área de quemas de gas debe estar asegurada ya que estará expuesta a liberaciones de presión (despresurización) según el desarrollo de la operación.
4.2 PROCESO PRELIMINAR A LA PRUEBA Todo el personal a involucrarse en la operación debe estar completamente seguro de sus roles responsabilidades y acciones durante el desarrollo de la operación. El objetivo de la operación debe ser claro para todos los participantes de esta, así como la distribución de la toma decisiones y procedimientos operativos. Establecer valores preliminares a la operación de caudales de Gas, Aceite, Agua, GOR, Presión en cabeza fluyendo, Temperatura en cabeza fluyendo, Presión en fondo (si se cuenta con el sensor respectivo). A su vez, determinar posible producción de H2S, CO2 y problemas asociados con la formación y fluidos de ésta, según la historia y posibles datos anticipados del comportamiento del pozo. La empresa prestadora del servicio de Prueba de pozo, debe entregar a la compañía a operadora el plan de desarrollo a seguir durante la operación. Lo anterior se debe realizar cumpliendo los estándares exigidos para el cumplimiento total del objetivo de la operación.
13
La compañía operadora debe establecer un nivel de seguridad según el análisis previo de la realización de la prueba de producción y comunicarlo a todo el personal presente en la locación. Si durante el desarrollo de la operación se necesita usar la zona de quema de gas debe gestionarse ante el Ministerio de Minas y Energía el permiso para quemas, estableciendo los días de realización de quemas y la cantidad en MMSCFD de gas a quemar. Antes de movilizar cualquier equipo, se debe realizar una visita a la locación y verificar que cumpla con las óptimas condiciones de seguridad para el desarrollo del trabajo. De acuerdo a dicha visita, preparar el equipo especializado para el control de arenas, basuras y escombros si dentro del análisis pre-operacional de las condiciones del pozo se presume la presencia de estos. 4.3 Equipos e Instrumentos 4.3.1 Data Header Es un tramo de tubería corto conectado aguas arriba del Choque Manifold, sirve para proporcionar facilidades de instalación de medidores de presión, termo pozo y puertos de muestreo o de inyección adicionales. Permite la conexión de equipos de monitoreo de presión y temperatura, así como equipos de muestreo o de inyección. Debe estar acorde a las diferentes condiciones del pozo (presiones, temperaturas y caudales) y a las conexiones disponibles.
4.3.2 Choque Manifold
14
Se encuentra normalmente en la plataforma del taladro, proporciona el control de flujo de forma variable del fluido producido, ofrece la capacidad de cierre de aguas arriba de los equipos de proceso y medición durante las operaciones de prueba. El flujo en el Choque Manifold puede pasar por un estrangulador (Choque) ajustable y se utiliza para el ajuste del flujo hasta conseguir un flujo estable.
4.3.3 Separador de Prueba de producción Es un recipiente a presión equipado diseñado para separar de manera eficiente petróleo, gas y agua para las pruebas de pozos en tierra y mar. El trifásico consiste típicamente en un recipiente, un sistema de medida del caudal de aceite con medidores duales, un sistema de medida del caudal de gas, varios puntos de muestreo para cada fase de efluente, y dos válvulas de seguridad para proteger el recipiente de cualquier sobrepresión.
4.3.4 Scrubber
15
Separador bifásico a presión diseñado para retirar el porcentaje remanente de crudo y agua contenido en el gas producido. Cuenta con un sistema de control de nivel para regular el con tenido de crudo /agua en el recipiente. Igualmente cuenta con sistemas de monitoreo de presión, temperatura y nivel. El objetivo es reducir el riesgo de arrastre (líquido en la tubería de gas).
4.3.5 Knock Out (KO) Drum Separador bifásico a presión equipado diseñado para retirar el porcentaje remanente de crudo y agua contenido en el gas destinado para quema y proveniente de venteos de emergencia y contingencia. Diseñado con el tiempo retención requerido por contingencia de liq y gas en una emergencia.
16
4.3.6 Bota de Gas Recipiente atmosférico en el cual se libera un crudo-emulsión del gas disuelto en él por el cambio de presiones. Internamente tiene un tubo por donde sube El fluido y rebosa regresando al fondo donde es enviado a un Gun Barrel. Al llegar a la parte superior se encuentra con unas placas deflectoras donde se choca el gas liberado haciendo que las gotas de líquidos arrastradas se regresen.
4.3.7 Gun Barrel Recipiente atmosférico que mediante un tiempo de residencia de alrededor de 8 horas permite romper la emulsión agua-crudo. Internamente hay un distribuidor del fluido dentro del recipiente. Luego suben las gotas de crudo a través de un lecho de agua hasta llegar a un rebose, donde el crudo sale por gravedad a los tanques de almacenamiento.
17
4.3.8 Tanque de Almacenamiento horizontal cilíndrico Recipiente atmosférico que permite el almacenamiento de líquidos producidos (Agua o crudo). En caso de ser requerido, puede tener instalado en el interior un serpentín para calefacción del líquido almacenado con vapor. Para las actividades de Well Testing por lo general se usan tanques con capacidad de 50 0 Bls dispuestos horizontalmente.
4.4 PRUEBAS CONTRATANQUE Determinación de los volúmenes/caudales producidos a partir de la altura de líquido en el tanque y las mediciones de volúmenes brutos y netos.
18
4.4.1 MEDICIÓN MANUAL ESTÁTICA DE NIVEL EN TANQUES ATMOSFÉRICOS 4.4.1.1
MEDICIÓN A NIVEL DE FONDO
La punta de la plomada será el punto cero de la escala.
4.4.1.2 MEDICIÓN DE NIVEL A VACÍO El cero de la escala está en el punto de contacto entre el gancho y el ojo de la plomada.
4.4.2 MEDICIÓN AUTOMÁTICA DE NIVEL EN TANQUES
19
4.4.2.1 Medición de nivel electromecánica por flotador Principio de medición a vacío compuesto de un flotador que se mueve con la superficie del líquido, y que está conectado a un mecanismo exterior al tanque donde se visualiza la altura de nivel.
4.4.2.2 Medición de nivel electromecánica por desplazador Servo-operado Principio de medición basado en la detección de variaciones en la flotabilidad de un desplazador. El peso aparente del desplazador es medido por un transductor de fuerza. La señal real del transductor de fuerza es comparada con un valor deseado de peso aparente del desplazador.
4.4.2.3 Medición de nivel por radar Principio de funcionamiento se basa en el envío de una señal de microondas hacia la superficie del producto en el tanque y a partir de la formación del eco recibido desde la superficie del líquido se calcula su nivel 20
5. MEDIDORES EN CABEZA DE POZO – MULTIFÁSICOS La tecnología de Medidores Multifásicos ha surgido como una alternativa importante en la realización de las pruebas de producción de pozos alrededor del mundo respecto a la tradicional medición mediante separadores trifásicos. Los medidores de flujo multifásico miden continuamente el flujo de gas, petroleo y agua sin separar físicamente la corriente de flujo en fases de fluidos individuales ya que reciben los fluidos trifásicos derectamente desde una linea de flujo, r ealizan las mediciones e inmediatamente devuelven los fluidos a la linea de flujo. Los medidores de flujo multifásico constan de un medidor Venturi provisto de sensores de presión absoluta y presión diferencial que mediante la cuantificación de una caída de presión ocasionada por el flujo del fluido a través de u na “garganta” (reducción de la sección de paso) de la que consta el mismo, miden el flujo másico total. Ademas los medidores multifásicos poseen un detector de rayos Gamma espectral de energía dual, acoplado a una fuente química radioactiva la cual mide las fracciones de gas, petroleo y agua.
21
Para medir la velocidad total, la mezcla en flujo turbulento puede ser tratada como un fluido en una sola fase de propiedades equivalentes y aplicando las relaciones estándar del Venturi, tenemos que:
= ∗ ∗ ∗ ∗ √ 2 ∗ ∗ ∆á , Dónde:
: Flujo total másico (de la mezcla). ∆á: Diferencial de presión en el Venturi. : Densidad de la Mezcla. ∗ : Coeficiente del Venturi y Coeficiente multifásico. Teniendo en cuenta que la densidad de la mezcla puede ser calculada sabiendo las fracciones volumétricas de cada fase del fluido multifásico, leidas por el medidor dual de energía:
= ∗ + ∗ + ∗ Por último, se calcula el caudal por cada fase del flujo multifásico:
= ∗ 22
= ∗ = ∗ 5.1 VENTAJAS
Las pérdidas de presión son pocas o nulas, lo que permite que las pruebas de pozos se realicen en condiciones de producción similares a las reales.
No posee partes móviles y básicamente no necesita mantenimiento, ya que sus componentes no sufren desgastes por contacto entre ellos
Es móvil y fácil de instalar
Puede medir con presencia de flujos tipo tapón, espumas y emulsiones
Aumenta la frecuencia de ejecución de las pruebas de pozos y mejoran la calidad de las mediciones
Incrementa la seguridad operacional, ya que no hay manejo de válvulas de alta presión y líneas de alivio de presión.
Requieren poca energía ya que el medidor no utiliza calentadores, elementos neumáticos que necesiten generación eléctrica ni de motores que necesiten combustible.
Se puede llevar un seguimiento continuo de las ratas de flujo.
La inversión requerida para el desarrollo de las pruebas es menor gracias a su bajo costo de alquiler. 5.2 DESVENTAJAS
Sensible a cambios en las condiciones de fluido que lo atraviesa.
Se necesita personal muy capacitado para su mantenimiento.
Tienes un funcionamiento muy limitado para crudos pesados.
5.3 PRINCIPALES Y PROVEEDORES DE SERVICIOS DE PRUEBAS DE POZOS
23
MEDIDOR DE FLUJO MULTIFASICO ÓPTICO (RED EYE)
MEDIDOR PHASE WATCHER Vx
MEDIDOR ROXAR MPFM 2600
WEATHERFORD
SCHLUMBERGER
EMERSON PROCESS
No utiliza Fuentes nucleares Tiene un separador ciclónico as-lí uido
Medidor multifásico convencional
Flowatch 3I- Flowatch HS
GRUPO DIARQCO
PIETRO FIORENTINI
24
la
80% más ligero que la generación anterior. Posee un sistema de Venturi totalmente independiente
MEDIDOR DE FLUJO MULTIFASICO
El grupo DIARQCO ofrece diferentes tipos de diámetro que se adaptan a la necesidad del campo, (0.8", 1.3", 2", 3", 4", 5", 6").
con
tecnología Zector™
Equipado
Flowatch 3I: Modelo no reactivo, Utiliza medición de la impedancia (capacitancia / conductancia de la mezcla aceite / agua) y medición de la mayor velocidad mediante un sensor de correlación cruzada. Flowatch HS: En el modelo HS la densidad se mide mediante un densitómetro gamma con un detector patentado de alta velocidad, consiguiendo una mayor
6. PRUEBAS Y MEDICIONES REALIZADAS EN LABORATORIO El petróleo es una sustancia orgánica formada principalmente por carbono e hidrógeno junto con impurezas como nitrógeno, azufre y oxígeno. En ocasiones, el petróleo viene acompañado por notables cantidades de gases como H2S, CO2, N2. Para extraer el crudo, primeramente, se debe saber la ubicación o yacimiento. Una vez encontrados, se perfora hasta llegar al mismo. Esta extracción se puede hacer sobre la superficie o el mar. Después de terminar el proceso de extraer el crudo, se pasa para la refinación; por tanto, es importante tener una buena caracterización del crudo para el control y la calidad de los productos que se obtienen en una refinería. Es allí donde está la importancia de una correcta evaluación de las propiedades físico químicas (Assay) del crudo a tratar, o con el que se va a realizar un proceso específico.
Objetivos • • • • •
Alcance
Diseño base de una refinería Selección, optimización, diseño de unidades de separación y tratamiento Modelado y simulación de procesos Características comerciales [Evaluaciones económicas] Identificación de dificultades potenciales al refinar o transportar el fluido
25
• • • • •
Características base y detalle del crudo Micro constituyentes del crudo Curva TBP (True Boiling Point) Rendimiento y características clave de cortes, derivados y residuos Chequeo de calidad del crudo
Assay 1 Caracterización general de las propiedades físico químicas del crudo
Assay 2
Crude Oil Assay Evaluación físico química del crudo
Caracterización del crudo y algunas fracciones presentes
Assay 3 Caracterización del crudo y todas sus 12 fracciones más comunes
6.1 ASSAY TIPO 1 El Assay Tipo 1 es una caracterización general de las propiedades Físico químicas del crudo y se obtiene información relevante, como su gravedad API, contenido de metales y otras propiedades que permiten estimar su calidad y clasificación.
1
Densidad
ASTM D-5002
2
Gravedad °API
Calculado
3
Número nutralización
ASTM D-664
4
Presión de Vapor Reid
ASTM D-323
5
Punto de Fluidez
ASTM D-97
6
Punto de inflamación
ASTM D-93
7
Insolubles n-C7
UOP - 614
8
Const-Visc-Gravedad
ASTM D-2501
9
Factor de Caracterización
UOP - 375
10
Viscosidad @T1
ASTM D-445
11
Viscosidad @T2
ASTM D-445
12
Agua y Sedimento
ASTM D-4007
26
Para
13
Contenido de Azufre
ASTM D-4294
14
Residuo de Carbón Micro
ASTM D-4530
15
Gases disueltos en crudo
ICP PTE 47.004-1
16
Destilación simulada de crudos
ASTM D-5307
17
Cenizas
ASTM D-482
18
Poder calorífico
ASTM D-240
19
Porcentaje de Ceras
UOP 46 mod
20
Sal
Aruba
21
Contenido de metales Calcio
ASTM D-5863
22
Cobre
ASTM D-5864
23
Hierro
ASTM D-5865
24
Magnesio
ASTM D-5866
25
Níquel
ASTM D-5867
26
Sodio
ASTM D-5868
27
Vanadio
ASTM D-5869
el
estudio específico de pruebas de producción únicamente se tienen en cuenta ciertas propiedades del Assay Tipo 1, que toman mayor relevancia para diseños iniciales y permanentes, como: Gravedad API, Densidad, Contenido de Sales, Viscosidad, Agua y Sedimento, y Contenido de azufre para algunos casos.
7. PROVEEDORES DE PRUEBAS DE POZO 8. EJEMPLO DE APLICACIÓN, CAMPO COLOMBIANO 8.1 CAMPO CASTILLA En Campo Castilla, se hicieron estudios sobre la implementación de optimización de técnicas para suplir las pruebas de producción en base a su distribución y desarrollo. 8.1.1 Problemas
27
Las facilidades portátiles presentan demora en la adecuación de locaciones para la ubicación de WT y a su vez demora por limpieza y desarme debido a la alta viscosidad del fluido.
Cantidad Insuficiente de Facilidades (Tanques de Prueba) en las Estaciones de Tratamiento para el desarrollo de las Pruebas Individuales de Producción en pozos.
La baja implementación de medidores BSW (RED EYE), para poder complementar el proceso de los Coriolis. 8.1.2 Metodología Usada a. Medición estática se basa en la determinación de la altura de líquido dentro del tanque. b. Por la tabla de aforo, hallar el volumen bruto para posteriormente determinar el volumen neto con las debidas correcciones c. A tanque de medición el cual se encuentra con crudo y agua en suspensión remanente. Esta cantidad de agua y crudo debe ser medida antes de realizarse la prueba d. Al trascurrir de 6-8 horas se obtiene en el tanque una mezcla de crudo y agua, medición con cinta del volumen total. e. Adición de tiempo adicional en donde ocurra la segregación gravitacional de las fases y así poder obtener el volumen total por medición con cita de la cantidad de crudo y la medición del agua libre f. En el campo castilla se drena el agua y un tiempo después se puede definir por medio de la medición con cinta el volumen de aceite final y el volumen de agua en suspensión. 8.1.3 Descripción de las Soluciones
Escenario 1: Uso 100% Coriolis. Se emplea en la totalidad de los pozos el medidor de Coriolis para realizar las pruebas, sabiendo que se debe tener en cuenta las tasas de producción y cortes de agua. Se tomará 9 días para pruebas en todos los pozos más 4 días para ajuste i. Se toma un tiempo de 6 horas por pozo ii. Por día se miden 2 pozos iii. Se estima 1 día para trasporte, ajuste e instalación
28
iv. Estas ultima se aplica cada 3 clúster probados
Escenario 2: Uso 100% Multifásico. Se emplea en la totalidad de los pozos el medidor multifásico para realizar las pruebas de producción. Se tomarán 11 días para pruebas en todos los pozos más 5 días para ajuste i. Se toma un tiempo de 2 horas por pozo ii. Por día se miden 5 pozos iii. Se estima 1 día para trasporte, ajuste e instalación iv. Estas ultima se aplica cada 3 clúster probados Escenario 3. Se planea la construcción de 3 tanques con capacidades de 2000 barriles con líneas de flujo de 30 km y diámetro de 6 pulgadas .
Con los tres tanques se alcanza a realizar la prueba mensual a cada pozo i. Aumentar la calidad en la toma de pruebas razón por la que se implementan estos tres tanques ii. Tiempo mínimo de 6 horas para su medición
8.1.4 Análisis de las Soluciones
29
Dado que el escenario 2 es el que menores márgenes de error presenta, se recomienda su implementación para dar solución al problema del campo.
9. BIBLIOGRAFÍA 1. Mendoza Beltrán, D. (2016). Exploración de técnicas analíticas para ensayos de crudo desarrollados en laboratorios de Ecopetrol, Saybolt y Universidad de Cartagena. Revista TEKNOS, 16 (1), 9- 18 2. ESTUDIOS Y SERVICIOS PETROLEROS S.R.L. GPA. Los crudos marcadores (Tracers) y el perfil químico (Crude Oil Assay) de los crudos de venta, Nota Técnica N°87. Consultado el 04 de junio de 2017. Disponible en 3. THEUVENY Bertrand, ROSMASHKIN Sergey, SHAKO Valery, RYMARENKO Konstantin, AFANASYEV Vitaliy, NUKHAEV Marat, SULTANGAREEV Rustem. Multiphase metering in siberian gas and condensate wells- lessons learnt in multiphase well testing operations since 2006. IPTC 14068. Doha, Qatar, 2009. 4. SCHLUMBERGER. Conventional Horizontal Separator, Product Sheet. Disponibe en
30
