PRACTICO N° 1 1. Definición de conceptos principales: 1.1. Presiones de formación:
También conocida como como presión de poro, presión presión del yacimiento o presión presión de las rocas; es la presión ejercida por los fluidos o gases contenidos en los espacios porosos de las rocas. El peso de sobrecarga afecta las presiones de la formación, puesto que este es capaz de ejercer presión en los granos y los poros de la roca. La presión deformación se clasifica de acuerdo a su valor de gradiente de presión en: normal, subnormal y anormal. Los rangos del gradiente de presión van variando de acuerdo a la región geológica, tienen un valor de 0,433 Psi/pie en agua dulce y 0,465 Psi/pien en agua salada y sus rangos de acuerdo a las presiones son: Si Grad < 0,477 Psi/pie presión anormal bajo, si 0,477 Psi/pie <= Grad <= 0,463 Psi presión normal, si Grad > 0,463 Psi/pie presión anormal alta. 1.2. Presión litostática:
Es la presión que ejerce una columna de roca situada sobre un punto. Depende de la densidad y del espesor de la columna de roca. Es un tipo de presión que actúa por igual en todas las direcciones. Si tenemos en cuenta que el espesor de la corteza continental no es igual que el de la corteza oceánica, resulta que las presiones a las que están sometidas las rocas tampoco son iguales. Así, en la corteza continental la presión que puede llegar a soportar las rocas puede ser de hasta 20 kilobares (en la base de los orógenos), mientras que la presión en la corteza oceánica es menor. Sólo en la zona de subducción la presión es muy alta. La presión litostática (presión de las rocas) se define como el peso de la columna de roca situada sobre un punto. Esta presión es igual a la presión hidrostática (presión del agua). Los poros poros de las rocas suelen estar llenos de fluidos. a la presión ejercida por ellos se le llama presión de fluidos. La unión de la presión litostática y la presión de fluidos da lugar a la presión de confinamiento. La presión se mide en bares o kilobares, Psi, Atm, etc.; la presión aumenta 0’3 kbar por cada kilómetro de profun didad. 1.3. Gradiente de fractura
Gradiente de fractura se define como la presión a la cual ocurre la ruptura de la formación. Una predicción exacta del gradiente de fractura es esencial para la optimizar el diseño del pozo. En la etapa de planeación del pozo, puede estimarse a partir de los datos de los pozos de referencia. Si no hay datos disponibles, se usan otros métodos empíricos, por ejemplo: Matthews & Kelly, Eaton, Daines. Por otro lado el método indirecto se evalúa en campo para determinar el gradiente de fractura, denominado "Prueba de Goteo". 1.4. Utilidad de las prueba de leakoff test
Prueba de integridad de presión (PIP o Leak off test): Son procedimientos operacionales operacionales de cierre del pozo y bombeo gradual del fluido de perforación hasta que la formación comience a ceder. Esta es una prueba de presión que se realiza generalmente luego de haber perforado el zapato del revestidor, cemento y una nueva formación. Sirven para determinar la calidad de la cementación y la presión de la fractura en la zona permeable debajo del asentamiento de la tubería de revestimiento, antes de seguir perforando la siguiente sección del pozo esta prueba tiene dos razones principales para realizarla:
Para verificar integridad del cemento, es crítico verificar si la adhesión del cemento es suficientemente fuerte para prevenir que los fluidos de alta presión fluyan a formaciones menos profundas o a la superficie. Verificación de la presión de fractura; al realizar la prueba el cemento retiene la presión que se ejerce durante la prueba, se producen fracturas en condiciones controladas, a esta profundidad se asume que la formación será más débil la misma que se toma en cuenta para realizar la perforación de la siguiente sección del pozo. 1.5. Densidad equivalente de circulación:
La densidad equivalente de circulación; para un fluido circulante, en lb/gal, es igual a la presión hidrostática (psi) más la pérdida total de presión en el anular (psi), dividida por la profundidad vertical (en pies) y por 0,052. En la simulación avanzada de hidráulica, la complejidad de los pozos ha incrementado con el tiempo y por ende los factores a considerar al momento de modelar un cálculo de hidráulico. Estos factores a considerar son: • Geometría de Hidráulica • Perfil Térmico • Trayectoria del pozo • Fluido Base / Propiedades • Limitaciones de Equipo • Factores de Formación • Excentricidad • Carga de Recortes en el anular • Efectos de Baches de Barrido • Viajes
La densidad equivalente de circulación representa la densidad del lodo que puede determinar la presión hidrostática en el fondo del pozo y es igual a Dónde: d = densidad del lodo (Lbm/gal) P = es la caída de presión en el espacio anular entre la profundidad "d" y la superficie (Psi) D = profundidad vertical verdadera 1.6. Prueba de inyectividad:
Pruebas de inyectividad consiste en la presurización de un fluido en el pozo con distintas finalidades, entre ellas detectar fisuras o filtraciones en las tuberías (tanto casing como tubing), empacaduras, tapones, entre otros. En una prueba de inyectividad se realizan pruebas a diferentes caudales se va registrando la presión cada vez que se cambias la tasa de inyección. La presión que se registras debe estar estabilizada. Una obtenida toda la información (Presion y caudal) se puede realizar una gráfica de P vs Q (presión vs caudal) y se obtiene como resultado en la gráfica una línea recta, la inversa de la pendiente de la línea recta representa el Índice de Inyectividad del pozo expresado en bpd/psi, que básicamente nos indica cuantos barriles se podría inyectar por cada 1 psi. 1.7. Factor de flotación:
El Factor de Flotación es aquel usado para compensar la pérdida de peso de la sarta debida a su inmersión en el fluido de perforación. Factor de Flotación (FF) usando peso de Lodo en ppg: (FF) = (65.5 – Peso del Lodo) ÷ 65.5 Factor de Flotación (FF) usando peso de Lodo en lb/ft3: (FF) = (489 – Peso del Lodo) ÷489.
2. Condensación retrograda
Condensación Retrograda, es el proceso que ocurre cuando el líquido se condensa bien sea disminuyendo la presión a temperatura constante, o incrementando la temperatura a presión constante. 2.1. Los hidratos
Los hidratos son compuestos sólidos que se forman como cristales, tomando apariencia de nieve, se forman por una reacción entre el gas natural y el agua, su composición es aproximadamente un 10 % de hidrocarburos livianos (butano, propano, etano y metano) y /o gases ácidos (CO 2 y H 2S) y un 90 % de agua, su gravedad específica es de 0.98 y flotan en el agua pero se hunden en los hidrocarburos líquidos. Las condiciones para que se formen los hidratos son: Baja temperatura, alta presión, gas con agua libre o cerca del punto de rocío. 2.2. Punto de roció
Punto de Rocío, es el punto donde a una determinada presión y temperatura se forma líquido del gas en una región de dos fases. 2.3. Punto de burbuja
Punto de Burbuja, es el punto donde a una determinada presión y temperatura se forma la primera burbuja de gas del líquido en una región de dos fases. 2.4. Punto critico
Punto crítico; Es el estado a condición de presión y temperatura para el cual las propiedades intensivas de las fases líquidas y gaseosas son idénticas, donde cuya correspondencia es la presión y temperatura crítica. Punto Crítico de un sistema de una sola fase : El más alto valor de presión y de temperatura a la cual dos fases de un fluido pueden coexistir. Punto Crítico de un sistema multifásico: Es el valor de presión y temperatura donde las propiedades intensivas del gas y del líquido son continuas e idénticas. 2.5. El factor de compresibilidad
El factor de compresibilidad varía con el cambio de presión y temperatura en la composición del gas. Esto debe determinarse experimentalmente. Los resultados de la determinación experimental del factor de compresibilidad son normalmente dados gráficamente. El valor de Z generalmente se incrementa con la presión y decrece con la temperatura, por lo que el factor de compresibilidad está en función de la presión reducida y la temperatura reducida. El factor de compresibilidad puede estar como función de la presión de la presión y temperatura constante.
2.6. Unidades del calor especifico
El calor específico es una magnitud física que se define como la cantidad de calor que hay que suministrar a la unidad de masa de una sustancia o sistema termodinámico para elevar la temperatura en una unidad. L as unidades del calor especifico generalmente son; Cal/gr ° K, Joule/Kg ° K, KCal/Kg ° K, KJoule/Kg °K, BTU/lb °F. 2.7. Unidades de Entalpia
La entalpia es una magnitud termodinámica, su variación expresa una medida de la cantidad de energía adsorbida o cedida por un sistema termodinámico, representa la cantidad de energía que un sistema puede intercambiar con su entorno; las unidades comúnmente en las que se expresa son: KJul/mol, Jul/mol, Kcal/mol, Cal/mol. 2.8. Diagrama de fase en un sistema P, T.
Los diagramas de fase en función de la P, T sirven para el análisis y estudio de soluciones con diferentes composiciones a diferentes temperaturas. Estos diagramas son esencialmente utilizados para:
Clasificar los reservorios, determinar el tipo de yacimiento según los fluidos que lo componen. Clasificar naturalmente el sistema de hidrocarburos. Describir el comportamiento de fases del fluido en el reservorio. Describir los factores físicos que gobiernan el comportamiento de fases. Identificar las propiedades que caracterizan a un fluido en los diferentes diagramas de fase. 2.9. Deshidratación
La deshidratación del gas natural es el proceso de quitar el vapor de agua contenido en la corriente de gas para bajar la temperatura a la cual se condensa. Esta temperatura es el punto de roció y por ello el proceso de deshidratación se llama también acondicionamiento del punto de roció. Este proceso debe ejecutarse por diversas razones que afectan el sistema de producción de gas natural. El gas natural, como está producido, contiene normalmente vapor de agua. El agua deberá ser removida a un punto típico de un contenido de 7 libras/MMPC para la mayoría de los sistemas de transmisión de gas, hacia un tan bajo como el parcial ppm de agua y puntos de condensación al menos de -150 °F de un tratamiento aguas arriba de equipos criogénicos. El retiro del agua, o deshidratación, se realiza para prevenir la formación de hidrato (y como congelación potencial) o corrosión en la recolección de gas, sistema de transmisión o planta de tratamiento. 2.10.
El efecto de Joule Thompson
Este efecto es un proceso durante el cual se disminuye la temperatura de un gas al producirse una expansión adiabática. James Prescott Joule junto con William Thomson descubrieron que la temperatura de un gas desciende cuando se expande a través de una pared porosa hacia una región más baja, al realizar el proceso de expansión de una presión a otra, controlando la diferencia de temperatura producida por el efecto de expansión, al tener el sistema aislado de forma que el sistema es adiabático se produce el efecto que se verifica al tener una temperatura inferior en la zona de baja presión; este efecto sirve de base a la refrigeración y a los sistemas de aire acondicionado.
2.11.
Endulzamiento del gas
El proceso de endulzamiento de gas consiste en remover los contaminantes (gases ácidos), H 2S (ácido sulfhídrico) y CO2 (bióxido de carbono) del gas húmedo amargo recibido de los pozos productores. El Gas para ser purificado o realizar el endulzamiento del gas entra por la parte inferior de la contactora. El gas sube por la contactora y sale por la parte superior. Este flujo corre contracorriente al flujo de amina. La amina rica sale de la parte inferior de la contactora y pasa por un intercambiador de amina rica/pobre. El intercambiador es adonde la amina rica aumenta en temperatura y la amina pobre saliendo de la regeneradora se enfría. La amina rica sale del intercambiador de amina rica/pobre y pasa a la torre regeneradora entrando alrededor del plato número tres. En unidades que tratan a hidrocarburos a alta presión, la amina rica pasa por un tanque flash para eliminar hidrocarburos antes de pasar a la regeneradora. Amina pobre de la regeneradora después de pasar por la intercambiadora de amina rica/pobre se enfría a la temperatura deseada por el uso de aeroenfríadores y se pasa a la parte superior de la contactora para completar el proceso. El propósito del regenerador es remover el gas acido contenido en la solución rica, en la torre regeneradora de amina a medida que la solución de amina contaminada con gases ácidos desciende, entra en contacto con los vapores del rehervidor que suben dentro de la torre. Cada plato retira gases ácidos y los transportan a la parte superior de la torre. Los vapores que salen por el tope de la torre de regeneración son una mezcla de vapor de agua y gas acido. Al pasar por el condensador, el vapor de agua se condensa y los gases ácidos también conocidos como ácidos de cola salen de la planta.
3. Un pozo con lodo de 15 lbs/gal, está suspendido 600 pie del drill collars de 8" x 3" de 147 lbm/pie. y
1000 pies de sondeo de 5" x 4,276" de 19 lbm/pie. a) Deducir la ecuación del factor de fricción para una densidad de acero de 7,85 gr/cc, calcular el factor de flotación y la fuerza de flotación en lbf, así también calcular la carga efectiva en el gancho que deberá soportar el mástil. b) Calcular el volumen del espacio anular.
4. Una cañería de revestimiento intermedia se está cementando a la profundidad de 1000 pie. El pozo
tiene lodo de 10,5 lbs/gal, cuando la sarta de cañería llega al fondo; la operación de cementación es diseñada de tal forma que: el lodo de 10,5 lbs/gal, será desplazado del espacio anular por: (1) 300 pie de mud flush de 8,5 LPG. (2) 1700 pie de filtrado de cemento de 12,7 LPG. (3) 1000 pie de lechada de cemento de alta resistencia de 16,7 LPG. La lechada de cemento será desplazada del casing con salmuera de 9 LPG. ¿Calcular la presión de bomba requerida para desplazar completamente la lechada de cemento del casing?
