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CAPITULO I INTODUCCION El petróleo es una mezcla homogénea de compuestos orgánicos, principalmente hidrocarburos insolubles en agua. También es conocido como petróleo crudo o simplemente crudo. Es de origen fósil, fruto de la transformación de materia orgánica procedente de zooplancton y algas que, depositados en grandes cantidades en fondos anoxicos de mares o zonas lacustres del pasado geológico, fueron posteriormente enterrados bajo pesadas capas de sedimentos. La transformación química debido al calor y a la presión durante la diagénesis produce, en sucesivas etapas, desde betún a hidrocarburos cada vez más ligeros (líquidos y gaseosos). Estos productos ascienden a la superficie, por su menor densidad, gracias a la porosidad de las rocas sedimentarias. Cuando se dan las circunstancias geológicas que impiden dicho ascenso se forman yacimientos petrolíferos. En condiciones normales es un liquido bituminoso que puede presentar gran variación en diversos parámetros como color y viscosidad (desde amarillentos y poco viscoso como la gasolina hasta líquidos negros tan viscosos que apenas fluyen), densidad (entre 0,75 g/mg a 0,95 g/mg). El petróleo es un recurso natural no renovable y actualmente es la principal fuente de energía en países desarrollados. El petróleo liquido puede presentarse asociado a capas de gas natural, en yacimientos que han estado enterrados durante millones de años, cubiertos por estratos superiores de la corteza terrestre. 1.1.
Clasificación del petróleo según su gravedad API.
Relacionado con su gravedad específica el Instituto Americano del Petróleo clasifica el petróleo en: Crudo Liviano o Ligero: tiene gravedades API mayores a 31,1 ºAPI Crudo medio o Mediano: tiene gravedades API mayores entre 22,3 y 31,1 ºAPI Crudo Pesado: tiene gravedades API entre 10 22,3 ºAPI Crudo Extrapesado: gravedades API menores a 10 ºAPI 1
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CAPITULO II PRUEBAS DE POZO Las pruebas de pozos o análisis de presión han sido usados a lo largo de los años para estudiar y describir el comportamiento de los yacimientos. Son muchos los parámetros que son caracterizados por este tipo de pruebas. Desde su primera implementación hace más de 50 años las pruebas de pozos han ido cambiando y modernizándose hasta convertirse en una herramienta de mucho aporte computacional, fundamental para cualquier estudio de yacimiento. 2.1 ANTECEDENTES Las pruebas de pozos pueden ser agrupadas en dos grandes categorías basada en su función primaria. La primera categoría, las pruebas de presión, incluyen pruebas que permiten determinar las propiedades de la roca y de los fluidos (por ejemplo, la permeabilidad, porosidad y presión promedio de yacimiento) y la localización e identificación de heterogeneidades del yacimiento (por ejemplo, fallas sellantes, fracturas naturales y capas). La segunda categoría, las pruebas de productividad, incluyen aquellas pruebas que permite determinar el potencial de producción de un pozo. 2.2 Pruebas de Presión. Las pruebas de presión se refieren a aquellas pruebas de pozo en el cual se mide los cambios de presión versus tiempo. Estas pruebas permiten evaluar no solo las condiciones de la vecindad del pozo sino todas las propiedades in situ más allá de la región afectada por las operaciones de perforación y completación. Adicionalmente estas pruebas de pozo permiten caracterizar importantes características de la formación necesarias para diseñar un plan óptimo de explotación del yacimiento, incluyendo la presión del área de drenaje de los pozos probados, posible presencia de barreras al flujo (fallas sellantes), y características importantes que dominan la heterogeneidad de un yacimiento (por ejemplo las propiedades de la matriz y fracturas naturales en la roca o las propiedades individuales de capa). Las pruebas de presión pueden ser divididas en pruebas a un solo pozo y pruebas multipozo.
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a) Pruebas a un solo pozo. Las pruebas a un solo pozo son aquellas la cual la respuesta de presión es medida siguiendo un cambio en la tasa de producción. De este cambio en la respuesta de presión, se puede caracterizar las propiedades promedios en una porción o en toda el área de drenaje del pozo que se esta evaluando. Una prueba común a un solo pozo es la prueba de restauración de presión, la cual es obtenida por la primera estabilización de una tasa de producción, a una presión de fondo (BHP) medida en el pozo, para un posterior cierre. Luego del cierre del pozo, la BHP restaura como una función en el tiempo, y la tasa de la prueba de restauración es usada para estimar las propiedades del yacimiento/pozo. De estas pruebas podemos estimar la presión promedio del yacimiento y la permeabilidad del área de drenaje del pozo y las propiedades de la región inmediatamente adyacente a la vecindad del pozo. Otra prueba de presión común es la prueba de declinación de presión, que es realizada con una tasa de producción conocida y constante, mientras se observa el cambio de presión en el tiempo. Las pruebas de declinación son diseñadas para determinar las características de flujo del yacimiento, también incluyen la determinación de la permeabilidad y el factor skin. Adicionalmente, cuando el transiente de presión afecta los límites del yacimiento, la prueba de de declinación de presión permite establecer límites de yacimiento y estimar el volumen de hidrocarburo en sitio del área de drenaje del pozo. Estas pruebas de declinación específicas son llamadas “pruebas de límite de yacimiento”. Cuando por consideraciones económicas se requiere un mínimo tiempo de pérdida de producción, las pruebas de declinación de producción también pueden ser usadas para estimar el potencial de producción de un pozo.
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Las pruebas Falloff son similares a las pruebas de restauración de presión, excepto a que son aplicadas para pozos inyectores. Siguiendo una estabilización de la tasa de inyección, el pozo es cerrado. BHP, la cual luego empieza a declinar, es medida como una función en el tiempo. Una alternativa para pozos inyectores es la prueba de inyectividad, la cual se inyecta a una tasa medida y se mide como incrementa la presión de fondo a medida que pasa el tiempo. La prueba de inyectividad es análoga a la prueba de declinación de presión. b) Pruebas Multipozo. Cuando la tasa de flujo es cambiada en un pozo y la respuesta de presión es medida en otro pozo o grupos de pozos, estas pruebas son llamadas pruebas multipozo. Las pruebas multipozo son diseñadas para determinar propiedades en una región centrada a lo largo de una línea que une pares de pozos de prueba y por lo tanto es sensibles a las variaciones direccionales de las propiedades del yacimiento, como el caso de la permeabilidad. Adicionalmente estas pruebas permiten determinar la existencia de comunicación entre dos puntos en el yacimiento. El concepto básico en una prueba multipozo es producir o inyectar en un pozo (pozo activo) y observar el cambio de presión en uno o varios pozos aledaños (pozos observadores). De los datos obtenidos, se puede estimar tanto la permeabilidad como la porosidad del área de drenaje de los pozos en estudio y cuantificar el nivel de anisotropía del yacimiento. Por ejemplo, las pruebas multipozo permiten determinar la orientación de las fracturas naturales y cuantificar la relación porosidad-compresibilidad producto de un sistema matrizfractura. La prueba de interferencia y las pruebas de pulso son dos pruebas multipozo comunes. En las pruebas de interferencia, el pozo es puesto en producción a una tasa constante durante toda la prueba, mientras que el resto de los pozos aledaños son cerrados y puestos en observación para observar la respuesta de presión producida por el pozo activo en producción. En las pruebas de pulso, el pozo activo se pone en producción y luego es cerrado, luego retorna a producción y posteriormente el cerrado nuevamente. Esta secuencia de apertura y cierre, la cual es repetida en periodos que raramente exceden unas pocas horas, produce una respuesta de presión que generalmente es interpretada inequívocamente aún cuando otros pozos en el campo continúan produciendo.
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2.3 Pruebas de productividad. Las pruebas de productividad son diseñadas para medir la capacidad de producción de un pozo bajo ciertas condiciones del yacimiento. Aunque originalmente estas pruebas fueron utilizadas inicialmente el pozos de gas, las pruebas de productividad también son aplicables a pozos de petróleo. A diferencia de muchas pruebas de presión, algunas pruebas de productividad requiere estabilización de las condiciones de flujo para un apropiado análisis. Un indicador común de productividad obtenido de pruebas de productividad de un pozo es el absolute open flow (AOF, o Tasa Máxima). Otra aplicación de las pruebas de productividad es para la generación de la curva de oferta o inflow performance relationship (IPR). La IPR, que describe la relación entre las tasas de producción en superficie y las presiones de fondo fluyente (Pwf), la cual es utilizada para diseñar facilidades de superficie, entre otros. Las pruebas de producción más comunes se incluyen la prueba de flujo tras flujo, pruebas sencillas, las prueba isocronal convencional y modificada.
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CAPITULO III
IMPORTANCIA DE LAS PRUEBAS DE POZOS DE PETRÓLEO
Cumplido el proceso de perforación de los pozos, se plantea de inmediato la necesidad de probar los mismos para lograr los siguientes objetivos:
Establecer la productividad de los pozos al comienzo de la vida productiva comercial.
Pronosticar la productividad de los pozos a largo plazo.
Las pruebas de productividad son diseñadas para medir la capacidad de producción de un pozo bajo ciertas condiciones del yacimiento. Aunque originalmente estas pruebas fueron utilizadas inicialmente en pozos de gas, las pruebas de productividad también son aplicables a pozos de petróleo. Un indicador común de productividad obtenido de pruebas de productividad de un pozo es el AOF, o Tasa Máxima (Absolute Open Flow). Otra aplicación de las pruebas de productividad es para la generación de la curva de oferta o IPR (Inflow Performance Relationship).
La IPR, que describe la relación entre las tasas de producción en
superficie y las presiones de fondo fluyente (Pwf).
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3.1 Funciones de una Prueba de Presión. 1).- Obtener propiedades y características del yacimiento como: permeabilidad y presión estática del yacimiento. 2).- Predecir parámetros de flujo como: Limites del yacimiento. Daño de la formación. Comunicación entre pozos. 3.2 Finalidad de una Prueba de Presión. Consiste en un análisis de flujo de fluidos que se utiliza para determinar algunas características del yacimiento de manera indirecta. Se causa una perturbación en el yacimiento, se miden las respuestas y se analizan los datos que constituyen el periodo de manera indirecta. Una prueba de presión es la única manera de obtener información sobre el comportamiento del yacimiento.
3.3 Parámetros que se calculan con las Pruebas de Pozo. Permeabilidad de la formación (k) Daño o estimulación en la formación (s) Presión de yacimiento (P) Limites del yacimiento. Área de drenaje.
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3.4 Tipos de Pruebas de Pozo. Las pruebas más comunes para determinar las características del flujo de los yacimientos son las siguientes: Prueba Flujo tras Flujo. La Prueba Isocronal. La Prueba Isocronal Modificada.
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CAPITULO IV FLOW AFTER FOLW (Flujo tras Flujo)
Esta prueba empieza con una condición de cierre. El pozo es abierto a un diámetro del estrangulador (orificio, reductor o choque) y no se cambia hasta que el caudal y la presión fluyente se estabilicen. Esto puede requerir una considerable cantidad de tiempo, dependiendo de la permeabilidad del reservorio. Un pozo es usualmente considerado estable si la presión no cambia durante un tiempo de 15 minutos. Una vez que se obtiene estabilización, se mide el caudal y la presión fluyente, luego se cambia de orificio (cambio de caudal). Y el procedimiento se repite a varios caudales, usualmente cuatro. Luego de estos flujos el pozo es usualmente cerrado para determinar las propiedades del reservorio como la presión, daño, etc. El comportamiento del caudal y la presión en función del tiempo se muestra en la sgut. Fig. (Caudal incrementando) La prueba podría ser corrida en orden inverso ( de mayor a menor caudal). Prueba convencional flujo tras flujo; grafico de caudal y presión.
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En escala log-log se grafican los valores de presión contra caudal, obteniendo una línea recta. Los ensayos llamados de multipunto o de contrapresión convencional, comienzan con una condición de cierre al término del cual se desarrolla una serie de incrementos de flujo (Secuencia normal) o decremento de los mismos (Secuencia Inversa), entre cada periodo de flujo no existen periodos de cierre o si los hay son muy pequeños (por cambio de estrangulador) Los tiempos de flujo son generalmente arbitrarios, pero se toma como regla general de 3 o 4 horas para cada estrangulador. Si se obtienen flujos “Estabilizados”, la prueba puede ser considerada buena, condición alcanzada generalmente en reservorios de alta permeabilidad. La condición de estabilización esta definida como una presión constante de columna estática o como una presión de flujo constante en cabeza y estabilización en los caudales de producción.
ENSAYOS F.A.F 10
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Se observo que en una gráfica logarítmica, la diferencia de los cuadrados de la presión estática del yacimiento y la presión de fondo fluyente (P -Pw versus el caudal resulta una línea recta. “Esta gráfica de flujo estabilizado” se puede emplear para determinar la capacidad del pozo a cualquier valor de presión de fondo, incluyendo el valor cero, y de aquí surge el concepto de “Potencial absoluto de un pozo productor de gas”. El potencial absoluto a flujo abierto “AOF” (Absolut Open FLow) se define como “El caudal que un pozo produciría si hubiera una contrapresión de cero frente al intervalo productor” Esta definición sirve en algunos países para regular la producción de un pozo, del 10 al 35% del AOF. 4.1 M.J. Fetkovich (1973) Demostró que los pozos de petróleo y los pozos de gas que producen por debajo de la presión de saturación o punto de burbuja, se comportaban de manera similar en términos del índice de productividad, por lo que desarrollo la siguiente correlación. Qsc = C (P -Pw Donde : Qsc = caudal del pozo ( en MPCD y condiciones estándar) Pwf = Presión de fondo fluyente (PSIA) C = coeficiente de la curva o de comportamiento (adimencional) N = medida del grado de turbulencia ( en flujo laminar es=1 y en turbulento es=0.5) Para aplicar el método de fetkovich, es necesario determinar los valores de C y de n. Estos coeficientes se obtienen a través de pruebas de presión-producción de un pozo, (Isocronales o FAF), donde se miden los caudales para tres o mas diámetros de estrangulador, midiendo sus correspondientes presiones de fondo fluyentes (Pwf), así como la presión de fondo estática con el pozo cerrado para determinar por restitución el valor de Pws.
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4.2 Para hallar al AOF de un pozo, primero se tabulan los valores de Q y de (P Pw ), luego se calcula el valor del exponente n, considerando dos puntos de la gráfica, de modo que:
n =
–
Después se determina el valor de C con la ecuación:
C = Finalmente se halla el valor de AOF con la ecuación:
AOF = C x (
- 14.7
NOTA: Se puede tomar 14.7 o cero para Pwf
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CAPITULO V RESOLUSION DEL PROBLEMA CASO UPSTREAM FLOW AFTER FOLW (Flujo tras Flujo)
5.1 YPFB Chaco puso en operación el nuevo pozo El Dorado 1005, la petrolera explicó que El Dorado 1005 fue desarrollado con una inversión de 8,3 millones de dólares y fue perforado en los últimos dos meses alcanzando una profundidad final de 4.164 metros. El nuevo pozo es parte del Plan de Desarrollo del campo El dorado, que consta de otros pozos en producción localizados en la provincia cordillera del departamento de Santa Cruz. En la búsqueda de nuevas reservas de hidrocarburos para el país, YPFB chaco posee la tecnología necesaria para potenciar sus operaciones con tres equipos de perforación que en a la actualidad trabajan paralelamente en los campos de bulo bulo, Humberto Suarez Roca y el pozo DRD-X3. Se decide realizar una prueba de producción del pozo utilizando el ensayo flujo tras flujo, dicha prueba la realizará la empresa schlumberger, para lo cual se toman los siguientes datos:
PERIODO DE FLUJO
Q (MPCD)
Pwf (PSIA)
CIERRE
0,00
3,600
Pr = pwf
1
2,000
3,310
pwf1
2
2,465
3,180
pwf2
3
3,465
3,060
pwf3
4
3,695
3,008
pwf4
a) Encuentre el valor del AOF b) Graficar la capacidad potencial del pozo 14
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5.2 Solución al problema planteado. PUNTO C
I.
MM Qsc
M PSIA
M PSIA
(Pr2-Pwf2)
Pwf
Pwf2
MMPSIA2
3,600
12,96
1
2,00
3,310
10,96
2,00
2
2,465
3,180
10,11
2,85
3
3,465
3,060
9,36
3,6
4
3,695
3,008
9,05
3,91
Se determina el exponente n.
n =
n =
–
–
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II.
Calcular el valor del coeficiente C.
C =
C =
C = C = 1,06
Pwf = 0 = 14.7 Q max = AOF = C x
III.
Encontrar el valor AOF.
AOF = C x (
- 14.7
AOF =1,06 x ( AOF = 11,19 MMPCD
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CAPITULO VI OTROS TIPOS DE PRUEBA DE POZO
Existen dos tipos de ensayos isocronales: 6.1 ENSAYO ISOCRONAL VERDADERO (Cullender-1995) Cada flujo comienza con una condición de cierre comparable al FAF, este cierre debe ser bastante próximo a una condición íntegra de restricción la misma que no será afectada por el periodo de flujo subsecuente, es decir q no existe tránsito anterior durante cualquier período de flujo. La palabra isocronal, implica tiempos iguales y los ensayos isocronales están basados en el principio de que, el radio de drenaje establecido durante un periodo de flujo es función solamente del tiempo adimensional e independiente del caudal de flujo; por ejemplo, para tiempos de flujo iguales y deferentes caudales, se establece un mismo radio de drene, es decir que una prueba isocronal puede producir una curva de comportamiento válida, si es conducida ya sea con caudal constante o con presión de flujo constante. La prueba isocronal fue propuesta como una manera de determinar el potencial del pozo en reservorios apretados (de baja permeabilidad) que requieren de un largo período de tiempo para su estabilización. El procedimiento para realizar una prueba isocronal es: 1.-Se inicia a una condición de cierre, abrir el pozo a un orificio en particular por un período de tiempo. Medir el caudal y la presión fluyente de fondo de este orificio. 2.-Cerrar el pozo hasta que la presión retorne a la presión de reservorio (Pr) 3.-Abrir el pozo a un caudal mayor que el anterior (orificio mas grande) y medir el caudal y la presión fluyente al mismo intervalo de tiempo como en el paso 1. 4.-Cerrar el pozo hasta que la presión retorne a la presión de reservorio (Pr). 18
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Ensayo isocronal verdadero
6.2 ENSAYO ISOCRONAL MODIFICADO: (Katz – 1959) En periodos de muy baja permeabilidad se puede requerir periodos de cierre extensos para obtener una presión final de restitución, aún después de periodos de flujo relativamente cortos (2-3 horas). En un intento de acortar el tiempo de prueba, se propuso el denominado ensayo isocronal modificado. Los periodos de cierre para este ensayo son iguales a los periodos de flujo, las presiones de cierre no estabilizadas, son utilizadas para calcular las diferencias en la relación de presión usada con el próximo caudal de flujo. En el ensayo isocronal modificado, cada periodo de flujo comienza en una condición de cierre. Se recomienda antes de dar inicio a la prueba dejar fluir el pozo al caudal máximo permisible para obtener una limpieza adecuada del pozo con el objeto de que los resultados obtenidos del ensayo sean representativos y no den lugar a la repetición de la prueba. 19
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Estas operaciones de periodos de flujo y cierres alternados como indicamos anteriormente, están pre-establecidos, a fin de que en la evaluación efectuada a través de ensayos se tenga buena información, en la práctica se utiliza comúnmente un flujo a través de chokes 16, 20, 24 y 28/64 por un periodo de 6 u 8 horas. Los registros de datos de caudales y presiones de flujo deben ser tomando y reportados en forma horaria, teniendo especial cuidado en la relación gas-liquido y la gravedad API del condensado recuperado. En pozos de alta presión y baja permeabilidad, normalmente en el transcurso del ensayo, no se tiene el GOR constante, esto debido a que el pozo acumula líquidos durante la prueba o descarga líquidos, siendo aconsejable fluir a regímenes altos para mantener el pozo libre de líquidos. La prueba isocronal modificada, fue introducida para reducir los tiempos de prueba, el procedimiento es muy similar a la prueba isocronal, con la única diferencia que los tiempos de cierre entre flujos son iguales a los tiempos de flujo, esto significa que durante los cierres la presión no alcanzara la presión inicial o de reservorio, mas aun la restauración de la presión en cada flujo posterior será menor. Ensayo isocronal modificado.
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6.3 Ley de Darcy
Esta es simplemente una relación empírica que se derivo para el flujo de fluido a través del filtro de arena no consolidada. Darcy propuso una ecuación que relaciona la velocidad aparente del fluido con el gradiente de presión, la cual es válida para flujo vertical, horizontal e inclinado y también demostró que la velocidad del fluido es inversamente proporcional a la viscosidad.
6.4 Método de 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
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CONCLUSIONES
Como conclusión refiriéndonos directamente al resultado del AOF :
AOF = C x (
- 14.7
AOF =1,06 x ( AOF = 11,19 MMPCD El cual es un caudal medio-alto de producción diaria que de forma positiva aporta con la región en la que esta situado el pozo debido a que implica una futura no escases de gas y energía de la región y el aporte financiero por los impuestos legales establecidos por ley. La perforación comenzó hace un par de meses y concluye con resultados positivos, aumentado el volumen de gas para colocarlo en los mercados nacional y externo.
Como recomendación es mas que importante el control minucioso de las presiones y temperaturas tanto de fondo (Pwf), como la de reservorio (Pr), debido al proceso normal de explotación en el cual la Pr disminuye a medida que el pozo esta siendo explotado esto implica una saturación de gas dentro del pozo asi como la disminución de arraste de aceite y petróleo. Para la producción; el caudal debe ser el correcto y no asi elegir un choque mas grande para producir mas porque traería malas consecuencias como por ejemplo daños a la formación disminución brusca de la Pr y por lo tanto saturación de gas dentro del reservorio. 22
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ANEXOS PRODUCCION Luego de concluidos todos los estudios geológicos, de exploración, perforación y completación del pozo es el momento donde entra el papel que juega la ingeniería de producción, que se encargará de preparar, organizar y controlar los trabajos de extracción y almacenamiento. 3.1.- Proceso de Producción. Este proceso consta de sacar de manera ordenada y planificada el crudo que la naturaleza ha acumulado en yacimientos subterráneos. 3.2.- Sistema de Producción y Componentes. El Sistema de Producción está formado por: el yacimiento, la completación, el pozo y las líneas de flujo en la superficie.
Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de producir. En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por surgencia natural, lo que ocurre en la mayoría de las perforaciones. Dependiendode varias circunstancias, tales como: profundidad del yacimiento, presión, permeabilidad de la roca reservorio, etc., el fluido llegará a la superficie con caudales satisfactorios o no satisfactorios. 23
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EL DORADO El Campo El Dorado se encuentra ubicado en el departamento de Santa Cruz, provincia Cordillera, fue descubierto en el año 1999-2000 por la compañía Pan American. Con la perforación del pozo DRD-X1001, descubridor de gas condensado de la Formación Iquiri, (devónico superior), arenisca guanacos, la profundidad final del pozo fue de 6750 m, (el más profundo en Bolivia en esa época). Posteriormente se perforó el pozo DRDX1002, con resultados positivos productor del mismo reservorio. En el año 2004 se perforó el pozo DRD-1004, el mismo que resulto improductivo. En el año 2010 YPFB Chaco S.A perforo el pozo DRD-1005 con buenos resultados productor de gas condensado de la Arenisca Guanacos Fm. Iquiri. En el Área se han perforado un total de 7 pozos, tres son productivos de la arenisca Guanacos (DRD-X1001, DRD-X1002 y DRD1005), el resto fueron improductivos. La profundidad promedio de estos reservorios productores es de 4220 metros. La perforación se realiza con un equipo SAI 379 bajo extremas medidas de seguridad.
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GLOSARIO Yacimiento.- Es aquella formación rocosa que contiene hidrocarburos dentro de su volumen poroso, limitada por una roca sello que impide la migración de los fluidos. Generalmente, los yacimientos están asociados a un acuífero activo que ejerce una presión. Tubería de revestimiento ( Casing ).- Es el conjunto de tuberías de acero que se colocan dentro de un pozo de frente a las formaciones rocosas que han sido perforadas, con objeto de evitar derrumbes de las mismas y/o para aislar zonas con presiones anormales, es decir, diferentes a las del gradiente normal de presión esperado. Relación gas – aceite.- Son los pies cúbicos de gas producidos por cada barril de aceite producido, medidos ambos volúmenes a condiciones estándar. Las condiciones de separación como presión, temperatura y número de etapas afectan el valor de dicha relación. Presión de fondo fluyente.- Es la presión que se mide en el fondo de un pozo a nivel de la zona de disparos, a condiciones de flujo gobernadas por un estrangulador. Presión de fondo estática.- Es la presión de un yacimiento a condiciones estáticas, es decir, cuando no existe movimiento de fluidos dentro del mismo y todas las fases se encuentran en equilibrio. Esta presión se mide en el fondo de un pozo a nivel de la zona de disparos, cuando éste se ha permanecido cerrado durante el tiempo suficiente hasta estabilizarse Línea de descarga.- Es la tubería que permite transportar los hidrocarburos producidos desde la cabeza del pozo hasta las instalaciones de producción
Factor de volumen del gas.- Se define como el volumen de una masa de gas medido a presión y temperatura del yacimiento, dividido por el volumen de la misma masa de gas medido a condiciones estándar
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Espacio anular.- Es el espacio que queda entre al aparejo de producción y la tubería de revestimiento o casing, dentro de un pozo.
Aparejo de producción.- Es el conjunto de tuberías y accesorios que se colocan dentro de un pozo con objeto de transportar los hidrocarburos desde el yacimiento hasta la superficie. Árbol de válvulas.- Es el conjunto de válvulas que se coloca en un pozo a nivel de superficie con objeto de controlar las presiones dentro del mismo, así como el movimiento de fluidos en el aparejo de producción y/o en el espacio anular. Bpd.- unidad de flujo volumétrico de líquido normalmente utilizado en la industria petrolera y que indica barriles por día ( 1 bpd = 159 litros/día ).
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BIBLIOGRAFIA www.iadb.org/idbdocs.cfm?docnum=1162192 ingenieria-de-petroleo.lacomunidadpetrolera.com modelos-de-simulacion.lacomunidadpetrolera.com www.petroblogger.com/.../pruebas-de-pozos-de-gas www.slideboom.com/presentations/351648/PRUEBAS-DE-POZOS www.scribd.com/doc/51403283/PRUEBA-DE-POZOS-1
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