UNIVERSIDAD MAYOR REAL Y PONTIFICIA SAN FRANCISCO XAVIER DE CHUQUISACA
Universitarios: Meneses Quispe Patricia Norma
Peñaranda Padilla Ylcen Lisbet Lezano Urquieta Pamela Padilla Vega Sergio Miranda Sello Ivan Jesús Padilla Pérez Carrera: Tec. Sup. Petróleo y Gas Natural Materia: Terminación de Pozos Docente: Ing. Nicomedes Saavedra Fecha: 07-09-2017
WELL TESTING INTRODUCCIÓN Las Pruebas de Pozo se realizan durante varias etapas de la vida de un pozo de gas o de petróleo, perforación, completamiento y producción y con diversos propósitos. Es entonces importante comprender claramente las razones para cada una de estas pruebas y, qué se espera de cada una de ellas y de los resultados a obtener. En una primera etapa se llevan a cabo ensayos DST (Drill Stem Testing) a pozo abierto. Esto se hace cuando a través de control geológico, por loggings intermedios o por alguna otra indicación se detecta la presencia de hidrocarburos durante la perforación, con la finalidad de establecer si se trata de un yacimiento real o, simplemente de hidrocarburos retenidos en las rocas pero que no son factibles de ser producidos. Estas pruebas son generalmente cortas (menos de 12 horas) y si son realizadas correctamente, permiten obtener una primera evidencia sobre el fluido contenido en las rocas y generalmente algunos parámetros de las rocas (por ejemplo permeabilidad). Si las pruebas DST, loggings y otras informaciones son suficientemente promisorias, entonces se procede a bajar el casing, y probablemente se lleven a cabo nuevas pruebas DST a pozo entubado. Luego de las pruebas a pozo entubado, se realiza usualmente un completamiento en la zona que resulte de mayor interés. En ciertas circunstancias, Se requiere un completamiento dual si es suficientemente importante llevar a cabo test prolongados en dos zonas separadas en forma simultánea. Las pruebas llevadas a cabo durante la complementación se denominan pruebas de completamiento. Es muy importante entender que en muchos aspectos, las pruebas de completamiento son similares a las pruebas DST. Ambas son d e corta duración, y están diseñadas para darnos información, no solo sobre el fluido contenido en el reservorio sino en particular, sobre las propiedades de las rocas, a través de la correcta interpretación de la evolución de los datos de presión de fondo de pozo durante las pruebas. Las pruebas de completamiento son más largas que las pruebas DST y por lo tanto, los caudales medidos son más reales permitiendo una mejor planificación que en aquellas donde a menudo, la prueba finalizada antes de obtener datos que son valiosos o aun cuando la herramienta de medición de fondo ha fallado o su trabajo ha sido insatisfactorio. OBJETIVOS
Dentro de los objetivos más importantes podemos citar los siguientes:
Determinar la exacta naturaleza de los fluidos producidos. Esto se logra a través de análisis PVT practicados en muestras tomadas del fondo del pozo o recombinadas. Definir la productividad del pozo. Con curvas IPR para pozos petrolíferos y curvas de aporte y potencial absoluto en pozos gasíferos. Evaluar las características de la formación productiva. Determinación de la presión estática de formación y de capacidad de flujo, dada por el producto k*h (permeabilidad por espesor). Evaluar el daño de la formación para determinar la posible necesidad de acidificación u otro tipo de estimulación y luego de llevada a cabo esta, controlar los resultados del tratamiento efectuado.
EQUIPO DE WELL TESTING Un equipo de well testing está básicamente constituido por los siguientes elementos: Equipo de medición de parámetros de fondo Cabezal de prueba Choke Manifold Calentador o intercambiador de calor Separador o set de separadores Manifold de petróleo Tanque de calibración Bomba de Transferencia Quemadores Sistema de monitoreo y medición electrónica de parámetros
EQUIPO DE MEDICION DE PARÁMETROS DE FONDO
Los parámetros que normalmente se miden en el fondo de un pozo durante una prueba son de presión y temperatura. Los instrumentos de medición que se utilizan pueden clasificarse como sensores mecánicos y electrónicos. De los instrumentos mecánicos, él más conocido es el
denominado Amerada, existiendo sensores de diversos rangos de medición, desde 1000 hasta 25000 psig. A pesar de tratarse de un diseño muy antiguo, es un elemento de buena precisión y de extrema confiabilidad cuando se lo prepara correctamente. Las funciones que tienen estos instrumentos son las siguientes: Medida de presiones Medidas de temperatura Muestreo Inyectar Sus rangos de presión son de 10 kpsi y 15 kpsi
Cabezal de prueba
Un cabezal de prueba es un componente en superficie de un pozo de gas o aceite que permite dar una estructura de contención de la presión para equipos de perforación y producción. El Cabezal es un Árbol de Navidad temporáneo y es usado para aislar los fluidos producidos de la formación para que no escapen a la superficie. Actúa como un bloqueo de emergencia y existe la posibilidad de cerrar el pozo. Permite que trabajos de reparo en el pozo sean realizados.
El principal propósito de un cabezal de pozo es proveer de un punto de suspensión y de control de la presión y los esfuerzos que se transmiten desde las se cciones del fondo del pozo hacia la superficie y los equipos de control de presión. Tiene como función:
Control del pozo Permite flujo y ahogar o matar el pozo Permite la intervención del pozo (slickline, e-line, coiled tubing) Configuración para cuatro válvulas (swab, Master, acuador hidráulico ESD para la línea de flujo y línea de ahogado de pozo
MANIFOLD PORTAREDUCTOR (CHOKE MANIFOLD)
Se trata de un conjunto de válvulas y conductos conteniendo normalmente dos ramales, cada uno con una válvula de alta presión (15000 psig), una válvula de presión menor que la primera (5000 psig) y una caja choke manifold. Uno de los choke manifold deberá estar acondicionado para la instalación de un choke fijo y la otra para uno ajustable desde el exterior. Durante los diversos flujos del pozo, los hidrocarburos circularán por el choke fijo, usándose el ajustable solo para permitir que aquel sea cambiado sin interrupción de la fluencia. CALENTADOR O INTERCAMBIADOR DE CALOR
El calentador es un equipo constituido por un conjunto de tubos y carcaza y un tubo de fuego, normalme nte en ‘’U’’ en el interior del cual se genera la combustión.
Los calentadores usados en welll testing emplean como combustible el propio gas del pozo en prueba, cuando este no contiene índices peligrosos de ácido sulfhídrico (H2S), o un combustible líquido como diesel.. Cuando el combustible es el propio gas del pozo, el mismo deberá ser tomado en un punto posterior al tramo de medición de gas del separador dado que el consumo de un calentador de estas características es bastante elevado. Un intercambiador de calor consta, además del conjunto de tubos y carcaza de un sistema de circulación de vapor con su conjunto de regulación de temperatura y de presión. En él efluente fluye por el interior de la serpentina de tubos y el vapor lo hace llenando la carcasa. La función de estos equipos es la de calefaccionar al afluente para evitar la formación de hidratos, especialmente en los pozos de gas, y también la de facilitar la separación de las fases liquidas y gaseosa a través de la reducción de la tensión superficial y la viscosidad del líquido. SEPARADOR O SET DE SEPARADORES
El separador es uno de los elementos más importantes del equipo de well testing. Su función es la de separar y medir los fluidos producidos. La primera parte del proceso se efectúa en el cuerpo mismo del separador que cuenta para ello con una serie de dispositivos interiores diseñados para tal fin. Estos dispositivos internos son placas de impacto, deflectores, placas antiespuma y rejillas extractoras de neblina. Sus objetivos específicos son los de lograr en el efluente, choques, agitación, cambios de dirección y de velocidad, con lo que se logra que el gas y él liquido se separen en función de su diversa gravedad e inercia.
Una vez provocada la separación, en las líneas de salida del separador, donde se instalan aparatos de medición, se procede a cuantificar el volumen de cada uno de los fluidos producidos. Por lo anterior, podemos deducir que un separador cuenta con una línea de entrada del efluente, un cuerpo con su diseño interior, una salida de petróleo o condensado, una salida de agua y una línea de salida de gas, todas estas con su respectivo medidor. Además, como todo recipiente que trabaja a presión, un separador cuenta con elementos de seguridad, tales como la válvula de seguridad, calibrada para producir su apertura al alcanzarse un valor de presión interna igual al 90 por ciento de la presión de trabajo del equipo, y una placa de estallido, construida de modo que se rompa al alcanzarse una presión interna igual al 100 por ciento de la presión de trabajo del separador. Los elementos de control del separador permiten mantener en el interior una presión aproximada constante, una altura al nivel de petróleo también constante y lo mismo ocurre con la altura de la interfase agua – petróleo. Estos elementos son válvulas neumáticas automáticas con sus correspondientes controladores, instaladas en la salida de cada uno de los fluidos producidos. Existe también un circuito de gas o de aire que es el que alimenta los dispositivos de regulación. MANIFOLD DE PETROLEO / OIL MANIFOLD
Es un conjunto de válvulas y líneas de conducción que permite la derivación de los líquidos que salen del separador hacia los tanques de almacenamiento, el tanque de calibración, el quemador, la bomba de transferencia o la pileta de drenaje. Está constituido por líneas y válvulas de media presión, de acuerdo con la presión de trabajo del separador. Su finalidad es únicamente la de evitar que sea necesario conectar y desconectar las líneas de conducción en cada oportunidad que se desea enviar el crudo a un tanque u otro o al quemador durante el desarrollo de la prueba.
TANQUE DE CALIBRACIÓN / GAUGE TANK
Es un tanque de capacidad perfectamente conocida (generalmente 100 barriles) dotado de visores externos de nivel y de una escala graduada destinado a calibrar los instrumentos de medición de caudales líquidos. Debe contar además con termopozos ubicados a diferentes alturas de modo de permitir una correcta determinación de la temperatura del fluido que contiene ya que el volumen en él medido, debe luego ser llevado a las condiciones de referencia utilizadas en la prueba. Normalmente se encuentra dividido en dos compartimientos de manera de disimular al máximo posible los errores en la lectura que realiza el operador. BOMBA DE TRANSFERENCIA
Consiste en una bomba de accionamiento electrónico o con motor diesel, de alta capacidad, usada para enviar el petróleo o eventualmente el agua de un tanque sea hacia a otro tanque, una pileta de drenaje o un quemador.
QUEMADORES
Son dispositivos que permiten la total combustión del petróleo producido cuando no existe en la locación o plataforma la capacidad de almacenarlo durante la aprueba. Consta de 5 conductos por los que circulan:
El petróleo producido para su combustión. El gas que fluye a través de un simple tubo El agua de refrigeración El aire usado para la atomización del crudo El gas piloto que mantiene una llama enfrente de la salida de crudo
Cuentan además con válvulas que regulan el volumen de aire a inyectar, el de gas piloto y el de agua. También poseen un sistema de encendido eléctrico. SISTEMA DE MONITOREO Y MEDICION ELECTRÓNICA DE PARAMETROS
El desarrollo alcanzado por la electrónica y la computación han permitido dotar a los equipos de well testing de sistemas de monitoreo c ontinuo de todos y cada uno de los parámetros a medir de manera que el operador, situado en una cabina laboratorio, puede detectar en forma instantánea, cualquier variación que se produzca, sea en la fluencia del pozo o en algún instrumento de control del equipo primario. Un sistema básico de monitoreo de datos, está constituido por un elemento primario de medición de parámetros denominado sensor, una interfase, un computador con monitor, teclado e impresora. Los sensores a utilizar pueden ser de tipo analógico, como los strain – gauges o bimetálicos empleados para determinaciones de presión y temperatura respectivamente, o digitales como los contadores empleados para medir caudales de petróleo y agua. En el computador, la información proveniente de los elementos primarios, es almacenada en uno o más archivos a la vez que mostrada en pantalla, en forma numérica o grafica de modo de hacer fácil la detección de cualquier variación que se produzca en la prueba. Algunos sistemas permiten el monitoreo simultaneo en varias pantallas a la vez, de modo que todos los interesados en el desarrollo de la prueba, puedan controlar la evolución de la misma desde lugares de trabajo, e incluso, en algunos casos, realizar traspaso de datos a otro computador a fin de trabajar sobre ellos, para interpretar los resultados que se van obteniendo. El equipo de monitoreo continuo y relevamiento electrónico de datos, no forma parte de un equipo de well testing, pero es de gran importancia para el controlde los parámetros.