1
OBJETIVO GENERAL…………………………………………………………………………… ………………… 4 OBJETIVOS ESPECÍFICOS.. ……………………………………………………………………………………. 4 INTRODUCCIÓN.. ……………………………………………………………………………………… …………. 5 MARCO TEÓRICO.. ……………………………………………………………………………………… ……….. 6 EXPLOTACION DEL CAMPO……………………………………………………………………… … 6 PERFORACION……………………………………………………………… ……………………………. 6 RESERVORIOS PRODUCTORES... …………………………………………………………………. 8 POTENCIAL DE ENTREGA…………………………………………………………………… ………. 11 PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS FLUIDOS……………………………………………………… 11 PARÁMETROS DE LOS RESERVORIOS…………………………………………………………. 11 DESCRIPCIÓN DEL ESTADO DE LOS POZOS... …………………………………………….. 14 TIPO DE TERMINANCIÓN…………………………………………………………… ……………… 14 UBICACIÓN GEOGRÁFICA...……………………………………………………. ……………………………. 15 CONSIDERACIONES ESTRATIGRAFICAS………………………………………………………. 15 CONSIDERACIONES ESTRUCTURALES………………………………………………………… 15 RESOLUCION DEL PROBLEMA………………………………………………………………………… ……..17 2
INVESTIGACION... ……………………………………………………………………………………… ………… 21 TERMINACIÓN DE POZOS……………………………………………………………………… ….. 21 Completacion a hueco abierto………………………………………………………… 22 Completación con tubería Ranurada no cementada……………………….. 23 Completación a hueco revestido y cañoneado………………………………… 24 Completación con empaque de grava………………………………………………………… 29 PRODUCCIÓN DE POZOS PETROLEROS………………………………………………………. 31 Mecanismos de producción………………………………………………………… ….. 33 Empuje por expansión de la roca y los fluidos………………………. 33 Empuje por expansión de gas disuelto………………………………….. 34 Empuje por casquete de gas…………………………………………………. 35 Segregación Gravitacional………………………………………………… ….. 36 Empuje por agua…………………………………………………………… ……… 37 Empuje combinado…………………………………………………… …………. 40 Levantamiento artificial……………………………………………………………… ….. 40 Bombeo mecánico…………………………………………………… ………….. 40 3
Bombeo neumático…………………………………………………… ………… 41 Plunger lift……………………………………………………………… ……………. 41 Bomba electrosumergible………………………………………… ………….. 42 Recuperación secundaria………………………………………………………… ……… 42 Inyección de agua…………………………………………………………… ……. 42 Inyección de gas…………………………………………………………… ………. 43 PRUEBAS DE PRODUCCIÓN MEDIANTE PRUEBAS DE PRESIÓN…………………… 45 Restauración de presión (BUILD UP TEST)... ……………………………………. 47 Declinación de presión (DRAWN DOWN TEST) ………………………………… 49 Pruebas de formación (DRILL STEM TEST) DST………………………………… 49 Pruebas de interferencia de pozos (INTERFERENCE TESTING)............ 56 Pruebas multitazas………………………………………………………………… ………. 56 Pruebas de pulso………………………………………………………………… …………… 56 Pruebas de disipación de presión en pozos inyectores (FALL OFF TEST)… ………………………………………………………………………… …………………. 57 Aplicaciones prácticas de las pruebas de presión…………………………….. 58 MÉTODOS PARA DETERMINAR CAUDALES EN POZOS PETROLEROS…………… 59 4
MÉTODO DE DARCY………………………………………………………………… ………. 59 MÉTODO DE VOGEL………………………………………………………………… ……… 60 MÉTODO DE STANDING…………………………………………………………… ……..60 IPR DE POZOS PETROLEROS……………………………………………………… ……..64 IPR COMPUESTO………………………………………………………… …………………… 65 MÉTODO DE RAWLINS…………………………………………………………… ……….. 66 MÉTODO DE FETKOVICH………………………………………………………… ………. 69 PRUEBA DE FLUJO TRAS FLUJO………………………………………………………..70 PRUEBA DE CONTRAPRESIÓN………………………………………………… ……….. 71 PRUEBAS ISOCRONALES……………………………………………………… …………… 71 PRUEBA ISOCRONAL MODIFICADO………………………………………………….. 73 PROCEDIMIENTOS Y/O MEDIDAS DE SEGURIDAD A SEGUIR EN LAS PRUEBAS DE POZOS (WELL TESTING) …………………………………………………………. 75 CONCLUSIONES…………………………………………………………… ……………………………. 91 RECOMENDACIONES…………………………………………………… ……………………………. 91 BIBLIOGRAFIA……………………………………………………………… ……………………………. 92
5
OBJETIVO GENERAL Determinar los caudales de producción de un pozo del campo Bulo Bulo y realizar la curva IPR (sin daño y con daño skin)
OBJETIVOS ESPECÍFICOS -
Conocer los conocimientos básicos para caracterizar al reservorio Investigar la información básica del pozo para la estimación del caudal Aplicar métodos matemáticos para el cálculo de caudales de acuerdo al tipo de yacimiento. Realizar pruebas de ensayo y error con los métodos matemáticos de estimación de caudales. Analizar los resultados con diferentes daños.
6
INTRODUCCIÓN El campo Bulo Bulo es considerado unos de los reservorios estratégicos. El desarrollo de este campo se inició exitosamente durante el segundo semestre de 1998 con la perforación del pozo direccional BBL-9, que alcanzo una profundidad de 5650m. Este pozo en sus dos etapas de desarrollo y exploración, completo la delineación de los reservorios Robore I y Robore II, extendiéndose al reservorio Robore III. En mayo del 2000 se inició la producción del pozo BBL-3, el mismo que comenzó aportando un volumen superior a los 600 barriles diario de líquido y 15 millones de pies cubico día de gas natural. A principios del 2001 el campo Bulo Bulo entro en pleno, funcionando con una producción aproximada de 1800 barriles y 40 millones de pies cubico de gas natural, con lo que se elevó el procesamiento en la planta de gas Criogénica de Carrasco hasta su capacidad máxima de 70millones de pies cubico por día. El campo Bulo Bulo se explota por agotamiento natural, este campo se encuentra a unos 45km de la planta Carrasco, de donde el pozo a mayor distancia es el BBl-8 que está situado a 47km de la planta de procesamiento de gas. Toda la producción converge al manifold; este no es más que un colector de pozo donde se encuentra el separador V-100; en el cual se realizan las pruebas de producción respectiva; para luego ser transportado hasta CRC por una cañería de 12” de 28 km de longitud. La 7
producción llega desde el manifold hasta Carrasco previamente pasando por un slugcatcher y los separadores respectivos para luego incorporarse a la producción de Bulo Bulo en las instalaciones de la planta Carrasco. Todo este sistema es controlado por el DCS de Carrasco. En la actualidad son solo 7 pozos productores del campo Bulo Bulo, uno de ellos con doble terminación. Son los siguientes: BBL2, BBL-3, BBL-8, BBL-8, BBL-11LC, BBL-11LL(ahogado), BBL-13, BBL-14LC y BBL-14LL. Las formaciones productoras son Robore I y Robore III.
MARCO TEÓRICO
El Campo Bulo Bulo fue descubierto en 1993 e ingresó a producción en noviembre de 2001. Después de la capitalización se perforaron dos pozos el BBL-9 y BBL-11, y en ese momento Chaco realizó una inversión muy importante para desarrollar este campo y procesar la producción del Campo Bulo Bulo en la planta de Carrasco. Bulo Bulo es explotado por agotamiento natural recolectando la producción, a una profundidad promedio de 4.750 m. En este campo se perforaron 16 pozos. La producción de este campo representa el 97% del total del bloque CRC –BBL. Bulo Bulo tiene una profundidad promedio de 4.750 m. En este campo se perforaron 13 pozos, actualmente 8 son productores, 3 abandonados y 2 cerrados. La producción promedio actual es de 1710 barriles de petróleo por día, 76 millones de pies 8
cúbicos de gas, 295 metros cúbicos de GLP que se extraen del gas y unos 495 barriles de gasolina natural. Para la estimación volumétrica de reservas de gas en el reservorio Roboré 4 del pozo BBL-X11 y del reservorio Sara en el BBL-X9 se estimó un área de drenaje de 1 km² alrededor del pozo. Las reservas probadas fueron calculadas de los volúmenes de roca asociados con los reservorios Yantata, Roboré 1, Roboré 2 y Roboré 3. Se estimaron las reservas posibles para los reservorios Petaca, Naranjillos, Roboré 1, Roboré 2, Roboré 3, Roboré 4 y Sara. EXPLOTACION DEL CAMPO: PERFORACION: En 1963 se decidió la perforación del pozo Bulo Bulo-X1 (BBLX1), pozo que alcanzó una profundidad final de 2599,3 m, logrando descubrir reservas de gas en sedimentos de la Formación Cajones (Cretácico Superior). Posteriormente se perforaron otros cuatro pozos más en la estructura (BBL-X2, BBL-4, BBL-5 y BBL-7), con los cuales se concluyó la primera etapa de perforación exploratoria de Bulo Bulo. A principios de la década de los años 80, YPFB encaró trabajos de adquisición sísmica 2D sobre esta área. Como resultado de la interpretación de la información sísmica obtenida se llegó a perforar el pozo Bulo Bulo-X3 (BBL-X3), teniendo como objetivo principal la Formación Roboré. Con este pozo se lograron descubrir importantes reservas de gas-condensado en esta formación. Con la perforación de un segundo pozo profundo, Bulo Bulo-X8 (BBL-X8) se finaliza esta segunda etapa de exploración. En 1998, Chaco inicia una tercera etapa de exploración, con la perforación del pozo Bulo Bulo-9D (BBL-9D), cuya meta fue alcanzar y evaluar a la Arenisca Sara de la Formación El Carmen (Silúrico Superior). Este pozo alcanzó una profundidad final de 5638 m, llegando a atravesar parcialmente a la Arenisca Sara, la que debido a la alta presión que presenta no pudo ser conclusivamente evaluada. Con este pozo se ensayó satisfactoriamente a la Formación Roboré. En el año 2000, Chaco perforó el pozo Bulo Bulo-11 (BBL-11, PF 4380 m), con éxito en los ensayos efectuados en las areniscas de la Formación Roboré. El campo Bulo Bulo es productor de gas y condensado proveniente de reservorios de las Formaciones: Roboré, Cajones y Yantata, sin embargo, los reservorios que conforman a la 9
Formación Roboré, por el tamaño y calidad de hidrocarburo, son los más importantes. Los pozos BBL-X3, BBL-X8, BBL-9DST4 y BBL-11, resultaron positivos productores gas condensado de las areniscas Roboré-I y Roboré-III. En los pozos: BBL-X1 y BBL-X2, encontraron reservas de gas y condensado de la Fm. Cajones, los pozos BBL-13 y BBL-14 se encontraron reservas de gas y condensado en la Formación Cajones y Yantata. Los pozos BBL-4, BBL-5 y BBL-7 resultaron negativos. BBL-4 y BBL-5 por encontrarse en una baja posición estructural, mientras que el BBL-7 por presentar pobres propiedades petrofísicas. En el primer cuatrimestre del año 2010, YPFB Chaco perforó los pozos BBL-13 y BBL-14 en el segmento estructural noroeste del campo Bulo Bulo, llegando a descubrir nuevas reservas de gascondensado en la Formación Yantata y ratificando la acumulación de éstos en la Formación Cajones. En el segundo semestre del 2010, se perforó el pozo BBL-10 llegando a la profundidad final de 4300 m. Se efectuó una Prueba de Formación en agujero abierto de la Fm. Robore II, los resultados no son conclusivos por colapso del agujero, se estima muy baja permeabilidad. Se intentó fracturar la Fm. Robore III, en mini frac se estableció un gradiente de fractura muy elevado, mayor a 1.2 Psi/pie (por limitación técnica de equipo, se suspende el fracturamiento). El pozo es productor actual de las formaciones Roboré I y Roboré III. En el segundo semestre del 2011, se programó la perforación del pozo BBL-15 con el objetivo de producir gas de la Formación Yantata y de la Formación Cajones y con una profundidad final proyectada de 1660 m. El pozo a la fecha se encuentra cerrado en reserva. RESERVORIOS PRODUCTORES:
Reserv orio ROBOR
Profundida d Tope (Promedio m SS) -3349.4
Tabla I Espeso r Fluidos Medio Producidos (m) 75.0 Gas/Condensa 10
Líneas Terminadas 5
ÉI ROBOR É III YANTAT A CAJONE S
-3913.0
80.0
-1296.9
54.3
-1324.5
6.8
RESERVORIO ROBOR É II
-3800.0
21.0
do Gas/Condensa do Gas/Condensa do Gas/Condensa do EN RESERVA Gas/Condensa do
3 3 3 0
Reservas remanentes actualizadas por la RYDER SCOTT CO.: TABLA II Probadas
Probables
P E
Posibles
Gas Gas Gas Petr Petr de Petr de de Cond óleo Cond óleo Cond Sepa óleo Sepa Sepa esado MBB esado MBB esado rador MBB rador rador MBL L MMBL L MBL MMP L MMP MMP C C C
° A PI
216, 925
6 3. 4
-
3,904
105, 705
-
2,498
11
33,5 12
-
714
CAMPO BULO BULO: MAPA ESTRUCTURAL DEL TOPE DE LA CAPA ROBORÉ III (FUENTE DE GOLDYER AND MACNAUGHTON, 2004):
12
CAMPO BULO BULO: MODELO ESTRUCTURAL 3D – TOPE FORMACIÓN YANTATA:
CAMPO BULO BULO: MODELO ESTRUCTURAL 3D – TOPE FORMACIÓN ROBORÉ:
13
POTENCIAL DE ENTREGA El Potencial de entrega fue utilizado para desarrollar los pronósticos y reservas de gas. Se utilizaron los análisis PVT de las pruebas de formación para caracterizar los fluidos de reservorios y determinar la presión del punto de rocío, líquido retrógrado y rendimiento del separador AOF. PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS FLUIDOS:
Reservorio Cajones Roboré I Roboré III
Gravedad Específica Gas Aire = 1 0.6840 0.7889 0.6890
Caudal
Presión
Exponente
MPCD 11,500 39,400 162,726
PSIA 2,265 6,525 10,416
N 0.900 0.715 0.692
PARÁMETROS DE LOS RESERVORIOS:
Porosidad (%)
Petaca
Naranjill o
Cajones
Yantata
19.6
19.2
25.8
21.7
14
Saturación (%) Prof. (Pies) Temp. (°F) Presión (Psia) Bg Yield Poder Calorf. RGP OGIP
Porosidad (%) Saturación (%) Prof. (Pies) Temp. (°F) Presión (Psia) Bg Yield Poder Calorf. RGP OGIP OOIP
42.3
51.2
50
40.4
3346 124
3606 126
4400 135
4255 133
1802
1909
2265
2175
0.007303 17 1098
0.006845 17 1098
0.005902 17 1098
0.006222 17 1098
0.6746
0.5963
0.9521
0.9054
Roboré I
Roboré II
Roboré III
Roboré IV
Sara
6.5
6.3
6.7
3.9
5.7
33
57.2
41.8
44.9
65.9
11784 232
12304 264
12644 270
12790 271
15804 310
6525
9800
10416
10520
15814
0.00338 3 45 1098
0.00284 4 18 1098
17
0.0025 7 17
1098
1098
1098
0.5973
0.3331
0.3294
0.00281
1656 0.5608 Bo = 1.95
107.3
CAMPO BULO BULO: GAS PRODUCIDO (MPC) ENERO 1997 – JUNIO 2011:
15
CAMPO ENERO
BULO
BULO: 1997
CONDENSADO PRODUCIDO – JUNIO
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN COMBINADO:
16
(BBL) 2011:
DESCRIPCIÓN DEL ESTADO DE LOS POZOS:
17
Función
Cantid ad
Perforado s
13
Productor es
08
Abandona dos Cerrados Inyectore s
Pozos BBL-X1, BBL-X2, BBL-X3, BBL-04, BBL-05, BBL-07, BBL-X8, BBL-9D, BBL-10, BBL-11, BBL-13, BBL-14 y BBL-15. BBL-X2, BBL-X3, BBL-X8, BBL-10, BBL-11, BBL-13, BBL-14 y BBL-15.
03
BBL-04, BBL-05 y BBL-07.
02
BBL-X1 y BBL-9D.
00
TIPO DE TERMINANCIÓN: Tipo de Terminación Terminación doble Terminación simple
Canti dad
Pozos
04
BBL-10, BBL-11, BBL-14 y BBL-15
06
BBL-X1, BBL-X2, BBL-X3, BBL-X8, BBL9D y BBL-13.
18
UBICACIÓN GEOGRÁFICA
El anticlinal Bulo Bulo se encuentra localizado en la provincia Carrasco del departamento de Cochabamba. Geomorfológicamente se sitúa en la zona Pie de Montaña de la Faja Subandina Central. Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) encaró trabajos de exploración en el área del Chapare Cochabambino, con el propósito de evaluar el potencial hidrocarburífero de la zona. Es así que, en 1961 el geólogo Humberto Suárez, con trabajos de geología de superficie, definió la existencia de una estructura anticlinal, denominada después como Bulo Bulo. CONSIDERACIONES ESTRATIGRAFICAS La secuencia estratigráfica está compuesta por las formaciones Chaco, Yecua y Petaca del Sistema Terciario, continuando las unidades litológicas Cajones, Yantata e Ichoa del Sistema Cretácico y las formaciones Limoncito, Yapacani y Robore del Sistema Devónico. En esta zona se encuentra ausente el Sistema Carbonífero, debido al efecto erosivo de la discordancia de edad Triásica. Las areniscas que conforman a la Formación Roboré, tienen su origen en una plataforma marina somera, se disponen en para secuencias estrato crecientes. Estas son de grano fino, bien seleccionadas, predominantemente cuarzosas, de baja porosidad, la misma que fluctúa entre 6 y 7% y están afectadas por fracturamiento. En esta formación se han identificado tres paquetes de areniscas, las cuales han sido designadas, de base a techo, con los términos de Areniscas Roboré-III, II y I, éstas han sido probadas como reservorios de hidrocarburos. La Arenisca Roboré-I es el reservorio gasífero más importante del campo, con una relación gas/petróleo (RGP) de 26000 pies cúbicos/barril, en la Arenisca Roboré-III se advierte una RGP de 70000 pies cúbicos/barril, mientras que de la Arenisca Roboré-II se produjo 19
petróleo con una RGP de 1700 pies cúbicos/barril. La Formación Cajones es un yacimiento de gas, con una RGP original de alrededor de 60000 pies cúbicos/barril. CONSIDERACIONES ESTRUCTURALES: Se trata de una estructura anticlinal orientada en sentido sudeste-noroeste originada por esfuerzos compresivos de la orogénesis andina, y relacionada a una falla que tiene su despegue en sedimentos pelíticos silúricos, de vergencia norte, que en su trayectoria produce el plegamiento del bloque colgante. De esta falla se desprende un retrocorrimiento, de vergencia sur, que afecta al flanco sur de la estructura. Las dimensiones superficiales de esta estructura son de 14 km de largo por 5 km de ancho. La columna estratigráfica atravesada por los pozos, comprende sedimentos que varían de edad que va desde el Terciario hasta el Devónico. Los mapas estructurales a los topes de los reservorios Robore I, II y III del Sistema Devónico, muestran una estructura anticlinal con su eje axial en dirección Noroeste-Sudeste. Su flanco Noroeste es de moderada pendiente y es bien desarrollado. En cambio su flanco Sudeste es truncado por la falla Bulo Bulo. El área productiva y el desarrollo de los reservorios están en el bloque alto de esta falla. .
20
RESOLUCION DEL PROBLEMA
Espesor neto Permeabilidad Porosidad Temp. De fondo
38 Pie 32 md. 18 % 155 ºF
24.54 lb/mol 150 acres 7.5 pulg. 0.9 cp.
1300 PSI
PM del gas Espaciamiento Diam. De trépano Viscosidad del petróleo API
Presión de reservorio RGP
230 PCN/BN
Csg.
6.7 pulg
42º
La siguiente tabla muestra las propiedades de la formación Roboré I donde se analizó el tratamiento. a) ¿Cuál será la producción del pozo cuando el daño a la formación era de 80 y cuando disminuyó a 30. Por el método de Darcy, Blount Glaze? b) Graficar el IPR del pozo relacionando la producción con daño 80 y daño 30 con los dos métodos mencionados anteriormente.
Datos RGP= SGg= ºApI= T=
230 Pc/Bbl 0.847 42 155 F
21
SGo=
141.5 131.5 + ºAPI 0.816
SGo=
ʃo= ʃo=
(0.816 gr/cc)*62.428 50.914 Libra/pie
Bo= Bo=
0.9759+0.00012*[RGP*√(SGg/Sgo) +1.25*T]^1.2 1.149 BBL/BF
DARCY Datos K= h= Pr= Uo= Bo= Tr= re= rw= s= s=
32 38 1300 0.9 1.149 155
md ft psi ctps Bbl/BF F ft^2 ft
30 80
A=
150 Acres
ᶲ=
7.5 pulg
AOF=
re= re= rw= rw=
7.08*10^(-3)*K*h*(Pr-Pw) Uo*Bo*[Ln(re/rw)-3/4+s] √(A/π) 1442.16 224 ft^2 ᶲ/2 0.313 ft
Sin daño
Con daño:40
Con daño:80
Pwf (psi) 0 200
Q (BPD) 1408 1191
Q (BPD) 287 243
Q (BPD) 123 104
400 600 800 1000 1300
975 758 542 325 0
199 155 110 66 0
85 66 47 28 0
22
P vs Q Sin Daño
Con Daño:40
Con Daño:80
1400 1200 1000 Presión
800 600 400 200 0
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
Caudal
BLOUNT GLAZE Datos Bo= ʃo= h= Uo= re= s= s= K= Pr= A= ᶲ= T=
1.149 Bbl/BF Libra/pi 50.914 e^3 38 Ft 0.9 ctps 0 Ft 30 80 32 md 1300 psi 150 Acres 7.5 Pulg 155 F
AOF= -
Pwf=
Pr(a*AOF^2+b*AOF)
re= re=
√(A/π) 1442.162 ft^2
rw= rw=
ᶲ/2 0.313
β=
2.33*10^10/K^1.2 3640625 00
β=
a= a= 23
b+√(b^2+4*a*(PrPwf)) 2*a
ft
2.30*10^(14)*β*Bo^2*ʃo h^2*rw 1.25E-06
b=
Uo*Bo*[Ln (0.472*re/rw)+s] 7.08*10^(3)*K*h
sin daño: b= AOF= con daño: b= AOF=
sin daño Q Pwf (BPD) (psi) 0 1300 300 1023 600 746 900 468 1200 190 1400 5 1405 0
0.923 1405.43 BPD
30 4.527 287.16
BPD
b=
80 10.532
AOF=
123.43
con daño:30 Q Pwf (BPD) (psi) 0 1300 50 1074 100 847 150 621 200 395 250 168 287 1
24
BPD
con daño:80 Q Pwf (BPD) (psi) 0 1300 30 984 60 668 90 352 110 141 120 36 123 4
P vs Q Sin Daño
Con Daño:30
Con Daño:80
1400 1200 1000 Presión
800 600 400 200 0
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
Caudal
INVESTIGACION
TERMINACIÓN DE POZOS La completación de un pozo es la parte esencial de su producción. El conocimiento de los tipos de completación y los aspectos relacionados con ella, contribuirán a disminuir los problemas operacionales que se presentan usualmente. 25
1600
Los tipos de terminación de pozos son los siguientes:
Completación de pozos Completación a ahueco abierto Completación con tubería ranurada no cementada Completación a huevo revestido y cañoneado Completación sencilla Completación múltiple Consideraciones de seguridad durante la completación de pozos
Contemplaciones, aspectos y consideraciones: La completación abarca desde la terminación de la perforación del pozo hasta que se instala a la producción. En la completación del pozo se deben tomar en cuenta los siguientes aspectos: El revestimiento del hoyo, la disposición del equipo de producción y el número de zonas productoras. ASPECTOS Revestimiento hoyo
del
Disposición equipo producción
del de
Número de productoras
zonas
CONSIDERACIONES Se refiere a la forma de proteger el hoyo con la tubería de revestimiento, de acuerdo con la profundidad y tipos de formaciones productoras. Consiste en el diseño de los equipos de tuberías, empacaduras, niples, etc., que conectados entre sí, permiten la producción de zonas con hidrocarburos Se refiere a la cantidad de lentes productivos en posibilidad de ser abiertos a la producción lo cual depende de su potencial y profundidad
Los tipos fundamentales de completación de pozos son los siguientes: 1) Completación a hueco abierto 2) Completación con tubería ranurada no cementada 26
3) Completación a hueco revestido y cañoneado 4) Completación con empaque de grava 1. Completacion a hueco abierto: En la completacion a hueco abierto, el revesidor de produccion se asienta por encma de la zona productora.
Ventajas: Las ventajas de la completación a hueco abierto son: EI asentamiento dcl revestidor en el tope de la zona productora permite la utilización de técnicas especiales de perforación, que minimizan el daño a la formación. Todo el diámetro del hoyo está disponible para el flujo. Generalmente se requiere cañoneo. Algunas veces se utiliza el cañoneo en hoyo desnudo debido al daño severo de la formación. Si la zona no se va a cañonear, la interpretación del perfil del hoyo no es crítica. El hoyo se puede profundizar fácilmente o cambiar a una completación con forro y empacar con grava. Desventajas: Las desventajas relacionadas con la completación a hueco abierto son: No hay forma de regular el flujo hacia el hueco. 27
No se puede controlar efectivamente la producción de gas o agua. Es difícil tratar los intervalos productores en forma selectiva. Puede requerirse la limpieza periódica del hueco. Notas importantes: La completación a hueco abierto permite empacar el pozo con grava, con ello aumenta su productividad o controla la producción de arena en formaciones no consolidadas. La completación a hueco abierto tiene mayor aplicación en formaciones de caliza, debido a su consolidación. 2. Completación con tubería Ranurada no cementada: En la completación con tubería ranurada no cementada el revestidor de producción es asentado y cementado por encima de la zona productora, y una tubería ranurada se instala al revestidor mediante un colgador. Este método permite efectuar empaques con arena. Ventajas: Disminución del daño a la formación mientras se perfora la zona productora. Eliminación del costo del cañoneo.
28
La interpretación de los registros no es crítica. Posibilidad de usar técnicas especiales de control de arena. Desventajas: Dificultad para controlar la producción de gas o agua. El revestidor de producción es asentado antes de perforar el horizonte objetivo. Imposibilidad de una estimulación selectiva. 3. Completación a hueco revestido y cañoneado: En la completación a hueco revestido y cañoneado, el revestidor se asienta a través de la formación productora y se cementa. Posteriormente, se cañonea para establecer comunicación entre el hoyo y la formación.
Ventajas: Las ventajas de este tipo de completación son: Existen facilidades para completación selectiva y para reparaciones en los intervalos productores.
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Mediante el cañoneo selectivo se puede controlar con efectividad la producción de gas y agua. La producción de fluidos de cada zona se puede controlar y observar con efectividad. Es posible hacer completaciones múltiples. Se pueden realizar estimulaciones selectivas. Se puede profundizar cl hueco, aunque con un diámetro menor. Se pueden hacer adaptaciones para control de arena utilizando camisas ranuradas y empaques con grava. Desventajas: Las desventajas de este tipo de completación son pocas, pero importantes: Se requiere análisis preciso de los registros y muy buen control de la profundidad del hueco. El cañoneo de zonas de gran espesor puede ser costoso. Se puede incurrir en reducción del diámetro efectivo dcl hueco y de la productividad del pozo. Se requiere un buen trabajo de cementación a través de los intervalos productores. Clasificación: Las completación a hoyo revestido y cañoneado pueden ser: 1. Completación sencilla. 2. Completación múltiple. 1. Completación sencilla: Es aquella que tiene como objetivo fundamental producir de una sola formación Los tipos de completaciones sencillas son: 1) Completaciones sencillas sin empacadura. 2) Completaciones sencillas con empacadura. 30
Factores de diseño: Los factores de diseño que se deben considerar son: La profundidad del pozo Los diámetros de la tubería y del revestidor Las presiones diferenciales Las temperaturas de fondo 2. Completación Múltiple: Es aquella que tiene como objetivo fundamental poner a producir dos o más yacimientos, en el mismo pozo y sin que se mezclen los fluidos de los diferentes yacimientos. Ventajas: Las ventajas múltiples son: 31
de
las
completaciones
Se obtienen tasas de producción más altas y menores tiempos de retomo del capital invertido. Para separar zonas que poseen distintos índices de productividad, con el fin de evitar que la zona de alta productividad inyecte petróleo en la zona de baja productividad. Para separar yacimientos con distintos mecanismos de producción, pues es indeseable producir yacimientos con empuje por agua con uno de empuje por gas. Para tener un control apropiado del yacimiento con el fin de evitar zonas drenadas de petróleo que estén produciendo agua o gas. Para producir zonas de petróleo por debajo de su tasa crítica. Para observar el comportamiento de los yacimientos. Desventajas: Las desventajas de las completaciones múltiples son: Inversión inicial alta para la tubería de producción, empacaduras y equipos de guaya fina Posibilidades de fugas a través de la tubería de producción y de los empaques y sellos de las empacaduras de producción. Dudas para llevar a cabo tratamientos dc estimulación y conversión a levantamiento artificial con gas. Probabilidades muy altas de que se originen pescados durante y después de la completación, lo que eleva los costos por equipos de pesca, servicios y tiempos adicionales de cabria. Tipos: 32
Algunos de los tipos de completaciones múltiples son: 1) Completación de doble zona con una sarta 2) Completación de dos zonas con dos sartas 3) Completación de tres zonas con dos sartas
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Nota importante: Existen otros tipos de completaciones múltiples para considerar más de dos zonas y más de dos empacaduras, pero no se detallarán aquí debido a su poco uso. 4. Completación con empaque de grava: La terminación con grava está diseñada para la producción en áreas donde se tiene cantidades grandes de areniscas no consolidadas. Estas terminaciones son diseñadas para permitir el flujo de hidrocarburos hacia el pozo pero al mismo tiempo prevenir que la arena ingrese al pozo causando complicaciones. El método más común para solucionar este problema es el uso del sistema del filtrado. Agregando una capa de grava diseñada para retener las partículas de arena se previenen problemas que trae consigo la producción de arena.
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Ventajas: Control de formaciones no consolidadas Altos rangos de producción Es altamente usado en la terminación de pozos Horizontales Desventajas: No existe buena separación entre zonas productivas. El tratamiento y estimulación de la zona productiva son complicadas. Consideraciones de completación de pozos:
seguridad
durante
la
En una completación se debe contar por lo menos con dos sistemas de seguridad. Usualmente, los dos fundamentales son: el fluido para controlar el pozo y la válvula impide - reventones (BOP). 35
El fluido de control debe poseer propiedades adecuadas para no dañar la formación. Por Jo tanto, se debe tener un adecuado análisis que permita determinar la densidad óptima del fluido de control, así como su composición. Es necesario probar los rams de la válvula impide reventones (BOP) antes de usarla en la completación. Esto permite determinar la capacidad que posee la válvula para controlar el pozo. Por lo tanto, se debe contar con válvulas cuyas roscas sean adecuadas para colocar en la tubería y con una presión de trabajo igual al BOP.
PRODUCCIÓN DE POZOS PETROLEROS La producción de hidrocarburos es unos de los procesos que implica la buena factibilidad que poseen los diferentes yacimientos para ser explotados, por el hecho de que a partir de esta producción, se explota y se obtiene realmente el hidrocarburo a comercializar. Pero para que esto suceda se necesita de estudios geológicos, los cuales indique que el hidrocarburo en la formación será factible y comerciablemente explotable. Aquí se puede señalar a la exploración, la cual implica la búsqueda de yacimientos petrolíferos, así como el uso de técnicas geológicas de campo y de laboratorio con el fin de probar y calcular las posibles reservas que contienen. Para determinar la habilidad que tiene un pozo de producir fluidos, y cómo estos fluirán a través de la formación se realizan pruebas de pozos, los cuales en base al de desarrollo del campo se pueden dividir en: Identificación de la naturaleza de los fluidos del yacimiento y estimación del comportamiento del pozo. El 85 % de la producción mundial de crudo se obtiene actualmente por métodos de recuperación primaria y secundaria con un recobro promedio del 35% del petróleo in situ. Como esta recuperación es todavía baja, para 36
incrementarla se han desarrollado nuevos métodos y técnicas de recobro mejorado de petróleo, EOR (del inglés Enhanced Oil Recovery), los cuales en su mayoría involucran la inyección de un fluido, gas o líquido, dentro del yacimiento. Hoy en día, la inyección de agua es el principal y más conocido de los métodos EOR, y hasta esta fecha es el proceso que más ha contribuido al recobro extra de petróleo. No obstante, se considera que, después de una invasión con agua, todavía queda en el yacimiento más del 50% del petróleo original in situ. El proceso de producción de un pozo de hidrocarburos se inicia desde el instante en que los fluidos comienzan a moverse desde el radio externo de drenaje del yacimiento y termina cuando son recolectados en la estación de flujo. Los fluidos transportados pierden energía en el yacimiento, en el pozo y en la línea de flujo que los lleva a la estación recolectora. Cuando la energía del yacimiento es suficiente para completar el proceso de producción, se dice que el pozo produce por flujo natural, y cuando es necesario utilizar alguna fuente externa de energía para el levantamiento de fluidos, desde el fondo del pozo hasta la estación, se dice que el pozo produce mediante un levantamiento artificial.
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Mecanismos de producción a) Empuje por expansión de la roca y los fluidos 38
Un petróleo crudo es subsaturado cuando contiene meno gas que el requerido para saturar el petróleo a la presión y temperatura del yacimiento. Cuando el petróleo es altamente subsaturado, mucha de la energía del yacimiento se almacena por la compresibilidad de la roca y de los fluidos; como consecuencia, la presión declina rápidamente a medida que se extraen los fluidos hasta que se alcanza la presión de burbujeo. Entonces este empuje por gas en solución se transforma en la fuente de energía para el desplazamiento de los fluidos. Un yacimiento subsaturado se puede identificar por los datos de presión del yacimiento, realizando un análisis de los fluidos del yacimiento o mediante un comportamiento, realizando un análisis de los fluidos del yacimiento o mediante un comportamiento PVT. Estos yacimientos son buenos candidatos para la inyección de agua con el fin de mantener alta la presión del yacimiento y para incrementar la recuperación de petróleo. Este proceso de desplazamiento ocurre en los yacimientos subsaturados hasta que se alcanza la presión de burbujeo. La expulsión se debe a la expansión de sistema. El petróleo, el agua connata y la roca se expanden, desalojando hacia los pozos productores el petróleo contenido en el yacimiento. Cuando el petróleo es altamente subsaturado mucha dela energía del yacimiento se almacena por la compresibilidad de la roca y de los fluidos como consecuencia el ritmo de la presión declina con respecto a la producción a medida que se extraen de los fluidos hasta alcanzar la presión de burbujas, su caída de presión es prácticamente lineal. b) Empuje por expansión de gas disuelto El petróleo crudo bajo ciertas condiciones de presión y temperatura en los yacimientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto. Cuando la presión del yacimiento disminuye, debido a la extracción de los fluidos, el gas se desprende, se expande y desplaza el petróleo del yacimiento hacia los pozos productores, tal como se observa en la figura 1.5.
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La eficiencia de este mecanismo de empuje depende de la cantidad de gas en solución, de las propiedades de la roca y del petróleo y de la estructura geológica del yacimiento. Los recobros que se logran son bajos, en el orden de un 10 % a 30 % del POES, debido a que el gas en el yacimiento es más móvil que la fase petróleo. A medida que la presión declina, el gas fluye a una tasa más rápida que la del petróleo, provocando un rápido agotamiento de la energía del yacimiento, lo cual se nota en el incremento de las relaciones gas-petróleo (RGP) del campo. Los yacimientos con empuje por gas en solución son usualmente buenos candidatos para la inyección de agua. c) Empuje por casquete de gas Cuando un yacimiento tiene una capa de gas muy grande, como se muestra en la Figura 1.6, debe existir una gran cantidad de energía almacenada en forma de gas comprimido, el cual provoca la expansión de la capa a medida que los fluidos se extraen del yacimiento, de modo que el petróleo se desplaza por el empuje del gas ayudado por el drenaje por gravedad. La expansión de la capa de gas después que los conos de gas llegan a los pozos productores.
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El empuje por casquete de gas consiste en una invasión progresiva de la zona de aceite por gas, acompañada por un desplazamiento direccional del aceite fuera de la zona de gas libre y hacia los pozos productores. Para que se lleve a cabo este mecanismo la presión inicial en el yacimiento debe ser igual a la presión de burbuja. En ese instante comienza a liberarse gas en el yacimiento formado un casquete sobre el crudo. En este sentido, a medida que declina la presión el gas se va expandiendo proporcionando un empuje al petróleo hacia el pozo productor, aumentando la vida útil del hidrocarburo. Debido a la diferencia de densidades que existen entre las fases líquidas y gaseosas de un yacimiento petrolero, si la permeabilidad es favorable en un medio relativamente homogéneo, el gas libre invadirá la zona de aceite móvil para acumularse en la cima del yacimiento y formar un casquete. Esta capa de gas se puede originar durante el tiempo geológico, a causa de la migración y entrampamiento de los fluidos; o bien, durante la producción, permitiéndose la acumulación natural del gas liberado de la solución, o artificialmente al inyectar gas al yacimiento.
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La presencia de gas libre en la zona de aceite es un elemento indeseable para la producción, debido a que, al tener una viscosidad mucho menor a la del petróleo, habrá una tendencia generalizada a favorecer su flujo. Por ello, en estos yacimientos la recuperación es sensible al ritmo de producción, y se evidencia un aumento en eficiencia de recobro de aceite al disminuir los gastos de los pozos Al igual que en un yacimiento cuyo vehículo principal es la expansión del gas disuelto liberado, la alta compresibilidad de la fase gaseosa es la causante del desplazamiento del aceite; sin embargo, la eficiencia de recuperación para estos yacimientos es mayor. Esto se debe a que el gas acumulado en el casquete ejerce un empuje frontal en la cara superior del yacimiento, obligando al petróleo a desplazarse a la parte inferior. Durante este proceso se da un mantenimiento de presión en la zona de aceite), que evidencia la importancia que tiene el tamaño de la capa de gas. Las dimensiones del casquete son una medida de la energía disponible para la producción, y repercute de manera directa en el porcentaje de aceite que se espera recuperar. Las recuperaciones varían normalmente entre el veinte y el cuarenta y cinco por ciento del petróleo originalmente contenido; mas, en condiciones donde el buzamiento favorezca el drenaje gravitacional al fondo de la estructura, las recuperaciones pueden superar el sesenta por ciento. d) Segregación Gravitacional El drenaje por gravedad puede ser un método primario de producción en yacimientos de gran espesor que tienen una buena comunicación vertical y en los que tienen un marcado buzamiento. El drenaje por gravedad es un proceso lento porque el gas debe migrar a la parte más alta de la estructura o al tope de la formación para llenar el espacio formalmente ocupado por el petróleo y crear una capa secundaria de gas. La migración del gas es relativamente rápida comparada con el drenaje del petróleo de forma que las tasas 42
de petróleo son controladas por las tasas del drenaje del petróleo. El drenaje por gravedad es un mecanismo importante de producción en varios yacimientos de california. Sin embargo, como estos yacimientos contienen crudos pesados no son candidatos para la inyección de agua. En la segregación gravitacional, el gas libre a medida que sale del petróleo se mueve hacia el tope de la estructura, esto ocurre cuando al gas en su saturación critica, le es más fácil subir al tope del yacimiento que al pozo cuando hay una buena permeabilidad vertical, mientras que el petróleo drena hacia abajo, bajo la influencia de la gravedad. Este flujo es paralelo al ángulo de buzamiento en vez de ser perpendicular a este. En el tope de la estructura se forma una capa de gas que se va expandiendo y esto permite la movilización del hidrocarburo.
e) Empuje por agua Un yacimiento con empuje de agua tiene una conexión hidráulica entre el yacimiento y una roca porosa saturada con agua denominada acuífero, que puede estar por debajo de lodo el yacimiento o de parte de él. A menudo los acuíferos se encuentran en el margen del campo, como se observa en la Figura 1.3 43
En un acuífero esta comprimida, pero a medida que la presión del yacimiento se reduce debido a la producción de petróleo, se expande y crea una invasión natural de agua en el límite yacimiento-acuífero. La energía del yacimiento también aumenta por la compresibilidad de la roca en el acuífero. Cuando este es muy grande y contiene suficiente energía, todo el yacimiento puede ser invadido con esa agua. Tal como se observa en la Figura 1.4 (previamente mencionada en empuje por gas en solución), en algunos yacimientos de empuje hidráulico se pueden obtener eficiencias de recobro entre un 30 y 50% del petróleo original in situ (POES). La geología del yacimiento, la heterogeneidad, y la posición estructural son variables importantes que afectan la eficiencia del recobro. Yacimientos con un fuerte empuje de agua han sido descubiertos en todo el mundo, por ejemplo Campo East de Texas, los yacimientos de Arbuckle en Kansas, los yacimientos de Tensleep en Wyoming y los yacimientos de los campos silvestres. La extensión del acuífero y su capacidad energética no se conoce hasta que se tienen datos de la producción primaria, a menos que se cuenten con una extensa información geológica sobre el proveniente de perforaciones 44
o de otras fuentes. Una medida de la capacidad del empuje con agua, se obtiene de la presión del yacimiento a determinada tasa de extracción de los fluidos, lo cual permite calcular el influjo de agua. Si el acuífero no puede suministrar suficiente energía para alcanzar las tasas deseadas de extracción de los fluidos, manteniendo la presión del yacimiento se puede implementar un programa de inyección de agua en el borde de este para suplementar su energía natural. Este programa se denomina mantenimiento de presión con inyección de agua. Se concluye que yacimientos con un fuerte acuífero son por su naturaleza invadidos con esta agua. No obstante, la heterogeneidad del yacimiento puede limitar el efecto del empuje natural de agua en algunas porciones del mismo. El desplazamiento por invasión de agua es en muchos sentidos similar al del casquete de gas. El desplazamiento de los hidrocarburos tiene lugar en este caso atrás y en la interface agua-petróleo móvil. En este proceso el agua invade y desplaza al petróleo, progresivamente, desde las fronteras exteriores del yacimiento hacia los pozos productores. Si la magnitud del empuje hidráulico es lo suficientemente fuerte para mantener la presión del yacimiento o permitir solo un ligero abatimiento de ella, entonces el petróleo será casi totalmente recuperado por desplazamiento con agua, puesto que no habrá liberación de gas en solución o dicha liberación será pequeña y así mismo el desplazamiento que ocasione. Los requerimientos básicos para este proceso son: En primer lugar: una fuente adecuada que suministre agua en forma accesible al yacimiento. En segundo lugar: una presión diferencial entre la zona de petróleo (yacimiento) y la zona de agua (acuífero), que induzca y mantenga la invasión. El empuje hidráulico puede ser natural o artificial. Para que se presente en forma natural debe existir, junto a la zona productora un gran volumen de agua en la misma formación, sin barreras entre el petróleo y el agua, y la 45
permeabilidad de la formación facilitar su filtración adecuada. La formación acuífera puede algunas veces alcanzar la superficie. En este caso la fuente del agua de invasión podrá disponerse a través de la entrada de agua superficial por el afloramiento. Esta condición no es muy común. Generalmente la invasión de agua tiene lugar por la expansión de la roca y el agua en el acuífero, como resultado de la declinación de presión transmitida desde el yacimiento. Debido a que las compresibilidades de la roca y el agua son muy pequeñas un empuje hidráulico regular requerirá de un acuífero extenso y grande, miles de veces mayor que el yacimiento. f) Empuje combinado En la primera etapa de agotamiento la expansión del gas y la intrusión del agua desplazan el aceite hacia el pozo manteniendo la presión del yacimiento permitiendo esto que el gas disuelto en el aceite continúe en este estado, las tasas de producción son altas. Dependiendo de cuál de los mecanismos de empuje llega primero a las perforaciones (incremento de la producción de gas o de agua) se efectuarán trabajos de reacondicionamiento con el fin de evitar la caída prematura de uno de los mecanismos de empuje. Cuando uno de los mecanismos de empuje irrumpe disminuye considerablemente la tasa de producción, aumentando considerablemente la relación gas- aceite y/o la relación agua- aceite. Comportamiento típico Un yacimiento con empuje combinado, presenta una presión estable a lo largo de toda su vida productiva. La tasa de producción es alta durante casi toda la vida del yacimiento, disminuyendo drásticamente tan pronto uno de los frentes comience a presentarse. La producción de gas y de agua es muy baja durante la mayor parte del ciclo de vida del yacimiento, presentándose un considerable aumento en la etapa final. Levantamiento artificial a) Bombeo mecánico 46
Es el tipo de bombeo mecánico más antiguo, se aplica para pozos que alcanzan los 2500 m de profundidad. Este tipo de bombeo procede en succionar y transferir casi continuamente el petróleo hasta la superficie. El balancín situado en la superficie ejecuta un movimiento de sube y baja por medio de la biela y la manivela, las que se accionan a través de una caja reductora movida por un motor. El sistema de bombeo mecánico por medio de varillas consiste esencialmente de 5 partes: 1. La bomba en profundidad o de sub-superficie. 2. La sarta de varillas de bombeo que transmite el movimiento y la energía a la bomba de profundidad. 3. El equipo de bombeo en superficie que cambia el movimiento de rotación del motor en movimiento de bombeo lineal oscilante en el cabezal. 4. La unidad de transmisión de energía o reductor de velocidad. 5. El motor o unidad matriz que subministra la energía y potencia necesaria al sistema. b) Bombeo neumático En este método se inyecta gas en varios sitios de la tubería para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. Este método generalmente se aplica antes de que la producción natural se termine completamente. Emplear este mecanismo es factible ya que su costo inicial y el operacional son bajos y no se afecta por sólidos. Consiste en la inyección continua de gas a alta presión en el pozo para aligerar la columna hidrostática en la tubería de producción (flujo continuo); o por inyección de gas a intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de líquido (flujo intermitente). Al inyectar gas al yacimiento las fuerzas gravitacionales son mayores a las fuerzas viscosas, por lo que el gas se desplaza hacia el tope de la estructura provocando que el petróleo se mueva hacia el pozo. c) Plunger lift 47
Es también conocido como Pistón Accionado a Gas. Éste sistema es una forma de levantamiento artificial basado en un método de cierre y apertura del pozo en superficie con el fin de utilizar la energía del yacimiento para producir los líquidos acumulados en el pozo mediante un plunger o pistón. El pistón es una restricción que permite el paso de gas alrededor de este. El sistema consiste de un muelle amortiguador en el fondo de pozo y un lubricador con conexión en T, y un receptor en superficie y un controlador para cerrar y abrir el pozo. La operación requiere de la realización de varios ciclos diarios. Cada ciclo comienza con un periodo de cierre. La energía del gas es usada para empujar el pistón, transportando un pequeño bache de líquido hasta la superficie. Después de producir gas el pozo se cierra y el pistón cae de nuevo en el fondo. El aumento en la presión de gas se inicia de nuevo y el proceso se repite tan pronto como la energía del gas por debajo del pistón sea superior a la carga del fluido por encima de este, tras lo cual, se abre de nuevo el pozo y se repite el ciclo. d) Bomba electrosumergible El sistema de bombeo electro sumergible (BES) es un sistema de levantamiento artificial que emplea la energía eléctrica convertida en energía mecánica para levantar una columna de fluido desde un nivel determinado hasta la superficie, descargándolo a una determinada presión. Recuperación secundaria a) Inyección de agua Inyección periférica: Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en los flancos del yacimiento El agua se inyecta en el acuífero cerca del contacto agua-petróleo. Características: 48
Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y/o la estructura del mismo favorece la inyección de agua. Los pozos de inyección se colocan en el acüifero, fuera de la zona de petróleo. Ventajas: Se utilizan pocos pozos. No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden usar pozos productores viejos como inyectores. Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua. Esto disminuye los costos de las instalaciones de producción. Desventajas: Una porción del agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo. No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión como sí es posible hacerlo en la inyección de agua en arreglos. El proceso de invasión y desplazamiento es lento y, por lo tanto, la recuperación de la inversión es a largo plazo. Inyección de agua en arreglo: Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos (petró· leo/gas) del volumen invadido hacia los pozos productores. Características: La selección del arreglo depende de la estructura y límites del yacimiento, de la continuidad de las arenas, de la permeabilidad (k), de la porosidad y del número y posición de los pozos existentes. Se emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamiento y una gran extensión areal. 49
Ventajas: Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos. de bajos buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos, debido a que la distancia inyector-productor es pequeña. Esto es muy importante en yacimientos de baja permeabilidad. Rápida respuesta del yacimiento. Elevadas eficiencias de barrido areal. Desventajas: En comparación con la inyección externa, este método requiere una mayor inversión, debido al alto número de pozos inyectores. Es más riesgosa. Exige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de recursos humanos. b) Inyección de gas Inyección interna Características Se aplica en yacimientos homogéneos, con poco buzamiento y relativamente delgados. Se requiere un número elevado de puntos de inyección La permeabilidad efectiva al gas debe ser preferiblemente baja Ventajas Es posible orientar el gas inyectado hacia las zonas más apropiadas. La cantidad de gas inyectado puede optimarse mediante el control de la producción e inyección de gas Desventajas La eficiencia del recobro mejora muy poco o nada como consecuencia de la posición estructural o 50
drenaje por gravedad. (Campo Oveja Venezuela) 20-30% POES. La eficiencia de barrido areal es inferior a la que se logra en operaciones de. inyección externa. Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujo originan que la eficiencia del recobro sea inferior a lo que se logra por la inyección externa. La cantidad de pozos de inyección requeridos aumentan los costos de operación y de producción. Inyección externa Características Se usa en yacimientos de alto relieve estructural. Yacimientos con altas permeabilidades verticales >200 md. Los pozos de inyección se colocan de manera que se logre una buena distribución areal del gas inyectado. Ventajas La eficiencia de barrido areal en este tipo de inyección es superior. Los beneficios obtenidos del drenaje por gravedad son mayores. El factor de conformación es generalmente mayor. Desventajas Requiere buena permeabilidad vertical del yacimiento. Es necesario controlar la producción de gas libre de la zona de petróleo. Las intercalaciones de lutitas, así como las barreras, son inconvenientes para la inyección de gas externa.
PRUEBAS DE PRODUCCIÓN MEDIANTE PRUEBAS DE
PRESIÓN 51
Las pruebas de pozos, son utilizadas para proveer la información que nos proporcionen las características del yacimiento, prediciendo el desempeño del mismo y diagnosticando el daño de formación. Las pruebas de pozos son una herramienta técnica clave en la industria hidrocarburífera. A menudo se usa una prueba de presión como la tecnología principal para monitorear el comportamiento de los pozos y reservorios. Los resultados del análisis de la data de pruebas de pozos son usados para tomar decisiones oportunas de inversiones, por ejemplo para proyectos de mantenimiento de presión o de recuperación secundaria en un campo. Las diferencias más importantes de los procedimientos matemáticos de análisis de Pruebas de presión entre pozos de gas y pozos de petróleo están relacionadas con la consideración de ciertos factores particulares como el flujo non–darcy, el efecto pseudo skin o las pruebas de deliverability que son más determinantes en pozos de gas. Sin embargo los principios básicos que sustentan los cálculos matemáticos son similares en ambos casos. El análisis de pruebas de presión es un procedimiento que se utiliza para realizar pruebas en la formación a través de la tubería de producción o de perforación, el cual permite registrar la presión y temperatura de fondo, con el objeto de evaluar parámetros fundamentales para la caracterización adecuada de los yacimientos. También se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de fondo o de superficie, a diferentes profundidades para la determinación de sus propiedades; dicha información se cuantifica y se utiliza en diferentes estudios para minimizar el daño ocasionado por el fluido de perforación en pozos exploratorios o de avanzada, aunque también pueden realizarse en pozos de desarrollo para estimación de reservas. Información requerida para las pruebas de presión: Las pruebas de pozos, son utilizadas para proveer la información que nos proporcionen las características del yacimiento, prediciendo el desempeño del mismo y diagnosticando el daño de formación. Por lo tanto los 52
parámetros que se calculan con las pruebas de pozo son los siguientes:
Área de drenaje. Presión del yacimiento (P). Permeabilidad de la formación (K). Daño o estimulación en la formación (s). Límites del yacimiento, anisotropías, volumen del yacimiento. Básicamente Los objetivos del análisis de las pruebas de presión son: Evaluación del yacimiento. Manejo del yacimiento. Descripción del yacimiento.
Finalidad de las Pruebas de Presión: Consiste en un análisis de flujo de fluidos que se utiliza para determinar algunas características el yacimiento de manera indirecta. Se causa una perturbación en el yacimiento, se miden las respuestas y se analizan los datos que constituyen el período de flujo transitorio. Una prueba de presión es la única manera de obtener información sobre el comportamiento dinámico del yacimiento. 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: Límites del yacimiento. Daño de formación. Comunicación entre pozos. Planificación de pruebas de presión: Durante la planificación se deben definir los parámetros y procedimientos para obtener los datos ya que estos garantizan un resultado satisfactorio al analizarlos. Es importante tomar en consideración las siguientes consideraciones: Estimar el tiempo de duración de la prueba. 53
Estimar la respuesta de presión esperada. Contar con un buen equipo debidamente calibrado para medir presiones. Tener claras las condiciones del pozo. Se deben determinar las condiciones operacionales las cuales dependen de:
Tipo de pozo (productor o inyector). Estado del pozo (activo o cerrado). Tipo de prueba (pozo sencillo o pozos múltiples). Declinación, restauración, tasas múltiples. Presencia o no de un sistema de levantamiento (requerimientos de completación).
Tipos de pruebas de presión: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.
Restauración de presión (BUILD UP TEST) Declinación de presión (DRAWN DOWN TEST) Pruebas de formación (DRILL STEM TEST) Pruebas de interferencia de pozos Pruebas multi-tazas Pruebas de pulso Pruebas de disipación de presión en pozos inyectores (FALL OFF TEST)
1. Restauración de presión (BUILD UP TEST): La prueba de restauración de presión es una prueba utilizada para determinar la presión en el estado transitorio. Básicamente, la prueba es realizada por un pozo productor a tasa constante por cierto tiempo, cerrando el pozo (usualmente en la superficie) permitiendo que la presión se restaure en el pozo, y recordando que la presión (usualmente hoyo a bajo) en el pozo es una función del tiempo. A partir de esta data, es frecuentemente posible estimar la permeabilidad de la formación y la presión del área de drenaje actual, y caracterizar el daño o estimulación y las heterogeneidades del yacimiento o los límites.
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Al cerrar el pozo, la presión comienza a subir partiendo de la Pwf (presión de fondo fluyente) hasta que luego de un tiempo considerado de cierre Δt, la presión registrada de fondo alcanza el valor estático Pe (presión estática) El registro de presión de fondo, representa una presión estática en proceso de restauración (PΔt), la cual no necesariamente alcanza el valor estático de Pe. Dónde: PΔt ≤ Pe Dependerá del tiempo de cierre del pozo y del tiempo de producción. A medida que el tiempo de cierre se incrementa PΔt se aproximará a Pe. Ecuación de BUILD UP TEST:
en
En unidades de Campo, la ecuación se convierte
El valor de la pendiente m es igual al coeficiente del término del logaritmo de la ecuación 2.
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La extrapolación de la línea recta al tiempo de cierre infinito, [(t+Δt)/Δt]=1, da la presión llamada p*. a) Esta cantidad es la presión que sería obtenida a un tiempo de cierre infinito. b) En el caso de un pozo en un yacimiento infinito, p* es la presión inicial. c) En realidad, p* es menor a la presión inicial de un yacimiento debido al agotamiento de energía del yacimiento por producción de fluidos. d) P* es ligeramente mayor que la presión promedio en el área de drenaje del pozo. 2. Declinación de presión (DRAWN DOWN TEST) La prueba de agotamiento es realizada por un pozo productor, comenzando idealmente con una presión uniforme en el yacimiento. La tasa y la presión son registradas como funciones del tiempo. Los objetivos de la prueba de agotamiento usualmente incluyen la estimación de la permeabilidad, factor de daño (skin), y en algunas ocasiones el volumen del yacimiento. Estas pruebas son particularmente aplicables para: Pozos nuevos. Pozos que han sido cerrados el tiempo suficientemente para permitir que la presión se estabilice. Pozos en los que la pérdida de ingresos incurridos en una prueba de restauración de presión sería difícil de aceptar.
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Los pozos exploratorios son frecuentemente candidatos para pruebas de agotamiento extensas, con un objetivo común de determinar el volumen mínimo o total que será drenado por el pozo. Se realizan a tasa de flujo variable, determinando la presión por períodos estabilizados de flujo. 3. Pruebas de formación (DRILL STEM TEST) DST: Un DST es un procedimiento para realizar pruebas en la formación a través de la tubería de perforación, el cual permite registrar la presión y temperatura de fondo y evaluar parámetros fundamentales para la caracterización adecuada del yacimiento. También se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie, fondo y a diferentes profundidades para la determinación de sus propiedades; dicha información se cuantifica y se utiliza en diferentes estudios para minimizar el daño ocasionado por el fluido de perforación a pozos exploratorios o de avanzada, aunque también pueden realizarse en pozos de desarrollo para estimación de reservas. Tipos de pruebas DST Las pruebas DST pueden ser llevadas a cabo ya sea en agujero descubierto o después de que la TR ha sido cementada. En agujero descubierto, las pruebas pueden realizarse cerca del fondo del pozo o en alguna zona aislada arriba del fondo del pozo (intervalo de interés).
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La elección de dónde llevar a cabo la prueba se realiza después de un análisis de la información disponible sobre la formación, generalmente registros geofísicos. La elección de cuándo realizar la prueba dependerá de las condiciones del agujero. Existen tres tipos de pruebas DST en agujero descubierto y dos en agujero revestido. La diferencia entre ellas consiste en la distribución y uso de los componentes de la sarta utilizada. Esta clasificación es la siguiente: En agujero descubierto: Convencional de fondo Convencional para intervalos Con sistemas inflables En agujero revestido: Convencional Herramientas activadas por presión 3.1.1. Prueba convencional de fondo: La prueba convencional por definición es aquella que usa empacadores convencionales; esto es, empacadores de hule (goma) sólido que se expanden y mantienen un buen sello cuando se aplica y sostiene peso a través de la tubería de perforación. La prueba es realizada cuando el intervalo de interés se encuentra muy próximo al fondo del pozo en agujero descubierto. Los componentes de la sarta son espaciados para aislar la zona de interés y ésta se corre hasta el fondo. Con las herramientas en el fondo, se aplica peso del orden de 10 a 15 toneladas (soltando el peso de la sarta). Esto genera una compresión en el empacador para anclarlo arriba de la zona de interés y, enseguida, se abre la válvula hidráulica. La válvula de control se cierra para generar un cierre inicial y se abre para permitir un período de flujo. Dependiendo del tipo de herramienta utilizada, la válvula de control se puede operar reciprocando la sarta, rotando o, en caso de 58
agujero aplicando fluido en anular.
revestido, presión al el espacio
Se puede utilizar un arreglo en serie de dos empacadores para incrementar la longitud de sello y garantizar el éxito de la prueba. Este tipo de prueba debe ser corrida cuando las condiciones del agujero son favorables y exista un mínimo de recortes en el fondo. La Figura 1 muestra una sarta típica para realizar una prueba convencional de fondo. 3.1.2. convencional intervalos:
Prueba para
Es una prueba DST realizada cuando la zona de interés se encuentra por encima del fondo del pozo o cuando se aísla el intervalo de otra zona potencial, la cual queda por debajo del empacador. Este tipo de prueba se realiza generalmente cuando el pozo alcanzó su profundidad total, el agujero está en buenas condiciones y hay varias zonas de interés para probarse. La zona de interés se aísla con empacadores straddles, los cuales no sólo aíslan la carga hidrostática de la columna de lodo, sino también la otra zona de interés. Si la zona de interés no se encuentra a una gran distancia del fondo del pozo, se utilizan lastrabarrenas por debajo del empacador, de tal forma que las herramientas de 59
la sarta estén en contacto con el fondo del pozo y los empacadores se localicen en zonas opuestas a la de interés. Los lastrabarrenas se utilizan para soportar las cargas compresivas requeridas para realizar la prueba. Los empacadores se anclan bajando la sarta y aplicándoles peso (carga de compresión). La aplicación de peso a la sarta también abre una válvula hidráulica. La Figura 2 muestra la sarta de una prueba de intervalos con un tubo ancla en el fondo expuesto a diferentes presiones del fluido de perforación. El superior experimentará una carga de fuerza axial proporcional al peso del fluido, mientras que el inferior experimentará una carga axial ascendente proporcional al peso original del fluido de perforación más los subsecuentes efectos de compresión sobre el empacador, fuga de fluidos, etc. Entre los empacadores, la fuerza ejercida es igual, pero de sentido opuesto. 3.1.3. Prueba con sistemas inflables: 60
Cuando se requiere una prueba por arriba del fondo del pozo y las condiciones cercanas a la zona de interés son irregulares, un sistema de empacadores inflables es utilizado en lugar del sólido como parte de la sarta de la prueba. En este caso, no se requiere aplicar peso a la sarta para 61
anclar el empacador. La sarta de prueba es armada y corrida en el pozo. Cuando los empacadores alcanzan la profundidad de interés, se rota la sarta para activar una bomba de fondo, la cual utiliza al lodo para inflar el empacador. La bomba es operada rotando la sarta de 30 a 90 rpm por un lapso de 15 minutos, hasta que la presión dentro del empacador sea considerablemente mayor que la carga hidrostática. Un dispositivo de arrastre localizado en el fondo de la sarta previene que la parte inferior de ésta también rote durante el bombeo hacia el empacador. No se requiere de un dispositivo mecánico de anclaje debido a que no se proporciona peso a la sarta para anclar el empacador. Una vez activados, los empacadores sirven de ancla para proporcionar peso y abrir la válvula hidráulica. Cuando termina la prueba, el empacador se desinfla y la sarta se recupera. La Figura 3 muestra un esquema de la distribución de componentes que conforman la sarta de prueba para un sistema con empacadores inflables. 3.1.4. revestido:
Prueba
62
convencional
en
agujero
La prueba DST en agujero revestido se corre cuando el pozo se ha cementado la tubería de revestimiento. Los disparos de terminación se efectúan frente al intervalo de interés antes de que las herramientas de la prueba sean corridas en el pozo, o bien éstas se integran como parte de la sarta de la prueba. En este caso, los disparos deben ser efectuados bajo condiciones de sobre-balance. Por regla general, las pruebas en pozo revestido son seguras y más fáciles de controlar. Estas pruebas generalmente se realizan en pozos con alta presión, desviados o profundos y, por lo general, se utiliza la tubería de producción en lugar de la tubería de perforación. La Figura 4 muestra un ensamble de fondo de la prueba convencional en agujero revestido, el cual incluye básicamente un sistema de empacadores recuperables, directamente colocados arriba de los disparos, cuñas, y una tubería de cola perforada o ranurada. El empacador es armado y bajado a la profundidad de interés, donde es anclado. La 63
forma de anclar varía, dependiendo del tipo de empacadores utilizados. Lo anterior incluye aplicar torque a la derecha y peso para anclar, o bien, levantando para desenganchar una ranura en forma de “J” que trae el ensamble del empacador, y aplicando torque a la derecha mientras que se suelta peso. Esta acción hace que las cuñas mecánicas se enganchen a las paredes de la tubería de revestimiento. Estas cuñas soportan el peso de la sarta requerido para comprimir los elementos del empacador, sellarlo en la TR, abrir la válvula hidráulica y aislar la zona debajo del empacador. El peso debe mantenerse durante toda la prueba. 3.1.5. Prueba en agujero revestido herramientas activadas por presión:
con
Cuando el pozo está revestido, se puede llevar a cabo una prueba DST con un ensamble de fondo, cuyas herramientas pueden ser activadas mediante presión, en lugar de rotar o reciprocar. Esta forma de realizar la prueba generalmente es la mejor en equipos flotantes en pozos marinos o en pozos altamente desviados, en los cuales se dificulta precisar el movimiento de la sarta. En la sarta con herramientas operadas con presión, el empacador se ancla convencionalmente. La válvula de prueba está equipada con un ensamble, la cual neutraliza las presiones de la hidrostática del fluido de perforación. Una cámara cargada con N2 conserva la válvula cerrada. Después de anclar los empacadores, se re-presiona el anular a una presión establecida para abrir la válvula y permitir el flujo. Para cerrar la válvula se libera la presión en el espacio anular. Las herramientas operadas con presión están disponibles con diseños internos, los cuales permiten operaciones con la tubería de producción y las herramientas con cable.
64
4. Pruebas de interferencia (INTERFERENCE TESTING):
de
pozos
Las pruebas de interferencia tienen dos grande objetivos. Ellas son usadas para (1) determinar si dos o más pozos están comunicados mediante la presión y (2) cuando la comunicación existe, proveer una estimación de la permeabilidad y el producto porosidad/compresibilidad, en las inmediaciones de los pozos probados. Las pruebas de interferencia son realizadas por al menos un pozo en producción o inyector (pozo activo) y por la observación de la presión en respuesta en al menos otro pozo cualquiera (pozo de observación). Comprobar la interferencia horizontal permite demostrar la continuidad de los estratos permeables y analizar la existencia de comunicación vertical en arenas estratificadas. En este caso, la finalidad del análisis es medir la presión a una distancia “r” del pozo; siendo “r” la distancia entre el pozo observador y el pozo activo. 5. Pruebas multi-tazas: Se realizan a tasa de flujo variable, determinando la presión por períodos estabilizados de flujo. A través de esta prueba se puede determinar el índice de productividad del pozo y también se puede utilizar para hacer un análisis nodal del mismo.
6. Pruebas de pulso:
65
Constituyen un tipo especial de prueba de interferencia, en la cual el pozo activo es pulsado alternadamente con ciclos de producción y cierre. En el mismo se determina la respuesta de presión en el pozo de observación. Se caracteriza porque son pruebas de corta duración y los tiempos de flujo deben ser iguales a los tiempos de cierre.
7. Pruebas de disipación de presión en pozos inyectores (FALL OFF TEST): Se realizan cerrando el pozo inyector y haciendo un seguimiento a la presión en el fondo del pozo en función del tiempo. La teoría supone una tasa de inyección constante antes de cerrar al pozo. Con esta prueba es posible determinar: Las condiciones del yacimiento en las adyacencias del pozo inyector, Permite dar un seguimiento de las operaciones de inyección de agua y recuperación mejorada, estimar la presión promedio del yacimiento, medir la presión de ruptura del yacimiento, determinar 66
fracturas, determinar si existe daño en la formación, causado por taponamiento, hinchamiento de arcillas, precipitados, entre otras, determinar la permeabilidad efectiva del yacimiento al fluido inyectado, utilizada para pronósticos de inyección.
Aplicaciones prácticas de las pruebas de presión: Las pruebas de presión pueden interactuar con un gran número de disciplinas, con el objetivo de brindar mayor apoyo en la obtención de información fundamental para la caracterización y gerencia de yacimientos; entre estas aplicaciones tenemos: En la creación del modelo estructural, detecta fallas y la distancia a ellas, además determina si éstas son sellantes o no sellantes. En la sedimentología, ayuda a detectar canales preferenciales de flujo y la continuidad de las arenas. En la petrofísica y estratigrafía, define las unidades de flujo y los cambios de litología. En la geo estadística, establece mapas de presiones y de capacidad de flujo. En la geo mecánica, permite la estimación de los esfuerzos efectivos, la ventana de lodo para mantener la estabilidad del hoyo, diseño de fractura miento (hidráulico/ácido), y la tasa crítica para el control de arena. En la simulación de yacimientos, permite la validación del modelo geológico mediante un cotejo histórico. En la perforación y completación, ayuda al diseño de la ventana de lodo, así como determina el efecto superficial, y permite el cañoneo selectivo. 67
En el área de producción, permite establecer la tasa crítica para el control de la Conificación de agua, y ayuda al diseño del levantamiento artificial, procesos de fractura miento o estimulación, y el diseño de instalaciones de subsuelo y superficie. Por último, en el área de yacimientos, permite conocer el potencial (IP), la eficiencia de flujo, así como la vida del yacimiento, estado de agotamiento, extensión del yacimiento, la comunicación areal/vertical, y el tipo de fluidos.
MÉTODOS PARA DETERMINAR CAUDALES EN POZOS PETROLEROS 1. MÉTODO DE DARCY: Para flujo continuo de un líquido monofásico: En yacimientos petrolíferos donde la presión estática y la presión fluyente del fondo de pozo son mayores que la presión de burbuja, Pb existe flujo de solo una fase liquida (petróleo) y adicionalmente existe una fuente de energía, por ejemplo un acuífero que mantenga la presión contante en el borde exterior del área de drenaje (r=re) la ley de Darcy para flujo radial continuo (estacionario, dP/dt=0) es la siguiente:
Donde: K0 = Permeabilidad relativa al petróleo, (md) H =espesor de la arena, (pies) Pws= presión estática del yacimiento,(lpc) Pwfs= presión de fondo fluyente a nivel de las perforaciones, (lpc),(Pwfs>Pb) q 0 = tasa de flujo de petróleo, (bls/día) re =radio de drenaje, (pies.) rw= radio del pozo, (pies)
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S = factor de daño, adimencional Aq = factor de turbulencia de flujo. Insignificante para baja permeabilidad y baja tasas de flujo μ0= viscosidad a la presión promedio {(Pws+Pwfs)/2}, cp B0= factor volumétrico de la formación a la presión promedio. By/Bn Para flujo semi continúo de un líquido monofásico (límite exterior cerrado y Pws conocida): En el caso anterior no existe una fuente de energía que mantenga la presión contante en el borde exterior del área de drenaje pero existe una pseudoestabilizacion en la presión en todos los puntos del área de drenaje, dP/dp=ctte. La ley de Darcy para flujo radial semi continúo:
2. MÉTODO DE VOGEL: En 1968 Vogel presento un modelo empírico para calcular el comportamiento IPR de pozos productores de petróleo en yacimientos saturados. Hay que considerar que el IPR calculado por la ecuación de Vogel es independiente del factor de daño (s) y por lo tanto este es aplicado únicamente a pozos que no tienen daño. En el desarrollo de su trabajo, Vogel produjo una ¨curva de referencia¨ que es un promedio de varios casos de agotamiento para un determinado escenario de yacimiento. Vogel reconoció que los escenarios de líquidos (petróleo), gas (gas seco) y sistemas de gas en solución tienen distintos comportamiento de tendencia. En la siguiente figura se presenta la gráfica de Vogel que ilustra los 3 casos antes mencionado. 69
Las condiciones que se consideran son: S=0 EF=1 IP=J Dependiendo si el yacimiento es subsaturado ó saturado, las ecuaciones a utilizar serán las siguientes: YACIMIENTO SUBSATURADO: (PWF ≥ PB) CASO #1 (Pwf ≥ Pb): Índice de productividad
Tasa en el punto de burbujeo
Tasa máxima
Tasa
CASO #2 (Pwf < Pb): Índice de productividad
Tasa en el punto de burbujeo 70
Tasa máxima
Tasa
YACIMIENTO SATURADO: (Py
Tasa
3. MÉTODO DE STANDING: El método de Vogel para generación de la Curvas IPR’s no considera los efectos de daño en las cercanías del pozo. Para incluir este fenómeno Standing desarrollo un procedimiento basado en la ecuación de Vogel, la cual fue modificada tomando en cuenta la presencia de daño o estimulación en las vecindades del pozo, en términos de eficiencia de flujo. La Eficiencia de Flujo: no es más que la relación entre la caída de presión que existiría en una formación inalterada; es decir, no dañada ni estimulada, y la caída de presión real.
71
Donde Pwf’ es la presión ideal para que no exista daño. Partiendo del Índice de Productividad:
Sustituyendo:
Se tiene: 1. Si Jreal > Jideal → EF > 1. El Pozo esta Estimulado. 2. Si Jreal < Jideal → EF < 1. El Pozo está Dañado. 3. Si Jreal = Jideal → EF = 1. No hay Daño. Las condiciones a considerar para la aplicación del Método de Standing son: EF≠1. Se refiere a la razón de productividad con eficiencia de Flujo, Lo que establece si el pozo se encuentra dañado o estimulado. S≠0. Hay existencia de daño. YACIMIENTO SUBSATURADO (P yac > Pb): CASO #1: (Pwf > Pb): Índice de productividad:
Eficiencia de flujo: 72
Tasa en el punto de burbujeo:
Tasa máxima:
Tasa:
CASO #2: (Pwf < Pb): Índice de productividad:
Tasa en el punto de burbujeo:
Tasa máxima
Tasa
Para EF > 1, se tienen las siguientes formulas: 73
Relación entre índices de productividad y eficiencias
Presión de fondo fluyente mínima
Nota: El resultado de ������ se introduce en la fórmula de tasa y se obtiene el �0 ���, valor que se necesita para calcular �� ���. Ecuación de Harrison
4. IPR DE POZOS PETROLEROS: Debido a la declinación de la presión en el reservorio por efecto de la producción, tenemos un decremento de permeabilidad relativa al petróleo e incremento del gas de saturación. La planificación y el desarrollo de un reservorio con respecto al sistema superficial y a la planificación de la elevación artificial como la evaluación económica del proyecto, se requiere la predicción y comportamiento futuro. Standing público un procedimiento que podría ser usado para predecir la declinación en los valores de caudales Qmáx como así el incremento de saturación con la producción:
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Si el cambio en IP* con la producción puede ser precedida luego el cambio Qmáx puede ser calculado por Standing.
5. IPR COMPUESTO: El IPR compuesto, en una combinación de índices de productividad. Se basa en la ley de Darcy cuando las presiones de reservorio están por encima de la presión de punto de burbuja, y cuando la presión está por debajo de esta, se utiliza el IPR de Vogel. Este IPR está particularmente utilizado cuando la presión de reservorio Pr está por encima de la presión de burbuja y la presión dinámica de fondo Pwf está por debajo. Por lo tanto:
75
Hay que considerar que el IPR calculado por la ecuación de Vogel es independiente del factor skin y por lo tanto este es aplicado únicamente a pozos que no tienen daño. Standing extendió las curvas de IPR de Vogel para poderlas aplicar a pozos con daño o estimulados. 6. MÉTODO DE RAWLINS: Rawlins y Schellharrdt (1936) presentaron la siguiente ecuación:
Donde: q : Caudal de gas (MPCD) P : Presión media del yacimiento en el área de drene (Psia) Pwf: Presión de fondo fluyendo (Psia) C : Coeficiente de flujo (MPCD/Psia2)
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La ecuación anterior representa la Ley de Darcy para un fluido compresible. La constante C involucra términos tales como viscosidad del gas, permeabilidad al flujo de gas, espesor neto de formación, temperatura de formación, etc. Rawling y Schellhardt (1936) encontraron que dicha ecuación no considera la turbulencia, usualmente presente en pozos productores de gas, así que modificaron la ecuación con un exponente "n" en el lado derecho, resultando la siguiente expresión:
Además encontraron que el exponente "n" puede variar desde 1.0 para flujo completamente laminar hasta 0.5 para flujo completamente turbulento. Si los valores para el coeficiente de flujo C y exponente n puede ser determinado por el régimen de flujo, para cualquier valor de Pwf, puede ser calculado, el caudal y se puede construir la curva del comportamiento de flujo de entrada. Con este método, se tiene dos constantes para determinar “C” y “n”. La teoría indica que “C” es una función de radio de investigación que significa que si dos periodos de flujo poseen un mismo radio de investigación, ellas tendrán el mismo “C”. Las razones de flujo poseen un mismo intervalo de tiempo, entonces tendrá un mismo radio de investigación y por tanto un mismo “C”. Para períodos estables de flujo, el “C” será el “C” estabilizado, que es el que estamos tratando de determinar. Para una serie de periodos de flujo iguales que no son largos o suficientes para alcanzar la estabilización, los “Cs” (coeficientes de flujo) de cada prueba serán los mismos, pero no serán los “C” estabilizados. Si el pozo ha fluido a un caudal estabilizado, como se muestra en el esquema log-log, podemos determinar un máximo potencial transigente de la prueba,
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La gráfica logarítmica log-log de la diferencial de presión (PR2−Pwf2) versus qg, nos muestra una línea recta y el factor de turbulencia expresado por (n) es inversa a la pendiente de esta línea. La grafica nos muestra, una prueba de producción con cuatro caudales de flujos, que estarían sobre una misma línea recta mostrando una condición de flujo estabilizado. El valor del exponente n se puede hallar con:
Una vez determinado el valor del exponente n, el valor C se puede determinar usando la siguiente ecuación:
O el valor de la constante C en base a los datos de reservorio puede ser representado por la siguiente ecuación:
78
7. MÉTODO DE FETKOVICH: Partiendo de las pruebas isocronales para pozos de gas y basado en cientos de observaciones de datos de pozos de petróleo, se determinó que la IPR para pozos de petróleo podría ser mejor descrita por la ecuación:
Donde: C = Constante de estabilización. n = Factor de turbulencia que puede variar entre 0.57 y 1. Este factor n es igual a 1/m, donde m es la pendiente del grafico log (Pr2 – Pwf2) vs. Log (q). Ambos valores son característicos de cada pozo. El valor de C se encuentra de extrapolar la curva hasta interceptar con el eje de las ordenadas en el punto en que Pr2 – Pwf2 = 1. También es posible calcularlo con la siguiente ecuación, conociendo previamente el valor de n, que se lo determina del grafico log (Pr2 – Pwf2) vs. log (qo).
Conocidas estas dos variables se puede tener una tabla con la resolución de la ecuación anterior para diferentes valores de Pwf y se grafica en un plano cartesiano, obteniendo la IPR. El uso del método de Fetkovich es beneficioso debido a que mediante una pequeña modificación de la ecuación se puede determinar la curvas de IPR a futuro las cuales son muy importantes sobre todo para cuando se va implementar un sistema de levantamiento artificial en el pozo, puesto que con estas curvas podemos proyectar la producción a futuro 79
en los diferentes tipos de levantamiento y comparar, para finalmente decidir que método será más conveniente. Para determinar la IPR futura se debe calcular C’, que es el valor de la constante a futuro.
El valor obtenido es sustituido en la ecuación principal del método de Fetkovich.
Donde Pri y Ci están dadas en un tiempo inicial t1, y Pr, Pwf están dadas a un tiempo mayor a t1, mientras que n es una constante del pozo a cualquier tiempo. 8. PRUEBA DE FLUJO TRAS FLUJO: Llamada también pruebas convencionales de contrapresión (Conventional Backpresure Test). En este tipo de prueba, el pozo se fluye a un determinado caudal midiendo la presión fluyente del fondo la cual normalmente se mantiene en estado transigente (no alcanzado el estado pseudo-estable). Luego el pozo cambia su flujo a un nuevo régimen, normalmente en estado transigente sin llegar al estado pseudo estable. Ver figura 4.6. La presión puede ser medida con un medidor de presión de fondo de pozo. Este proceso es repetido para diferentes regímenes de flujo estabilizados. Esto se puede realizar para un número indeterminado de periodos de flujo, normalmente es recomendable que sean cuatro, al final de la prueba de multiflujo se efectúan un cierre de pozo cuyo tiempo depende del tiempo de estabilización.
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9. PRUEBA DE CONTRAPRESIÓN: Son denominados también pruebas multipunto, que consiste en hacer fluir el pozo utilizando distintos diámetros de choque hasta obtener con cada uno de ellos caudales y presiones que se acerquen a la estabilidad. Este tipo de pruebas se aplica en yacimientos de mediana y alta permeabilidad en los caudales el tiempo mínimo de estabilización fluctúa entre 8 y 12 hrs. en pozos de desarrollo y mayores a 12 hrs. en pozos exploratorios. En la secuencia de operaciones, estas pruebas son las siguientes: Abrir pozo para orientar flujo de gas al quemador con caudales máximos hasta obtener producción de fluido limpio. Cerrar pozo hasta que se estabilice las presiones, el período de cierre varía entre 8 y 12 hrs. Estabilizada la presión se baja a fondo de pozo bomba amerada para medir exactamente los valores definitivos de la presión de fondo de pozo y la presión fluyente en fondo de pozo. 10. PRUEBAS ISOCRONALES: El objetivo de las pruebas isocronales, propuesto por Cullender (1955), es obtener datos para establecer una curva de productividad o capacidad estabilizada sin que se deje 81
fluir el pozo, en el tiempo innecesario para alcanzar condiciones estabilizadas a cada gasto. El principio o fundamento es que el radio de investigación alcanzado en un tiempo dado, en una prueba de flujo, es independiente del gasto de flujo. Por lo tanto, si una serie de pruebas de flujo se realizan en un pozo, cada una para el mismo período de tiempo (isocronal), el radio de investigación será el mismo al final de cada prueba. Consecuentemente, la misma porción del yacimiento será drenada en cada gasto. La Figura 2.5 ilustra un diagrama de gasto y presión para una prueba de flujo isocronal en un pozo de gas. En donde se puede advertir que el período de cierre después de cada período de flujo, debe ser suficiente para alcanzar la presión estática del yacimiento (o al menos aproximada). Además se debe considerar que es necesario tener un período de flujo estabilizado al final de la prueba.
Pruebas isocronales (procedimiento de campo) (r. Smith, 1992). 1) Cerrar el pozo para obtener una presión de fondo de cierre estabilizada. 2) Abrir el pozo con un estrangulador de diámetro pequeño, por ejemplo, uno de 6/64 pg, y dejar fluir al pozo durante ocho horas. 3) Al final del período de flujo de ocho horas, registrar la presión de fondo fluyendo y el gasto de flujo. 82
4) Cerrar el pozo y dejar que la presión de fondo fluyendo se incremente a partir de la presión estática. 5) Abrir el pozo con un estrangulador ligeramente mayor, por ejemplo, 8/64 pg y dejar fluir al pozo durante ocho horas. 6) Al final del período de flujo de ocho horas, registrar la presión de fondo fluyendo y gasto de flujo. 7) Cerrar el pozo y dejar que la presión de fondo fluyendo se incremente hasta que la presión de fondo de cierre se estabilice. 8) Repetir los pasos 5, 6, y 7 utilizando progresivamente diámetros de estrangulador mayores. 9) Asegurarse que los registros de presiones de flujo sean tomadas justo antes del cierre. Además, si el gasto está variando en una prueba de flujo, registrar el gasto justo antes del cierre. 10) Estos cuatro puntos transitorios deberán ser graficados tal y como se describió en la prueba convencional de contrapresión (ya sea el método clásico o el método teórico). 11) Abrir el pozo para un quinto período de flujo (utilizando un diámetro de estrangulador previo, o bien, empleando uno nuevo) y dejarlo fluir hasta que ocurra la estabilización. Registrar este gasto y presión de fondo estabilizados. 12) Graficar este punto estabilizado. La curva de productividad estabilizada pasa a través de este punto estabilizado y es paralelo a la línea de los cuatro puntos estabilizados. Se puede advertir que la duración del tiempo exacto de los períodos de flujo, no es tan importante. Por ejemplo, períodos de flujo de doce horas podrán ser utilizados en lugar de ocho horas. Se puede observar que los períodos de cierre no necesariamente son iguales. En cada período de cierre, la presión de fondo se incrementa para que la presión de cierre se estabilice. 11. PRUEBA ISOCRONAL MODIFICADO: El Objetivo de las pruebas Isocronales modificadas, es obtener la misma información que las pruebas Isocronales, 83
sin requerir, en algunas ocasiones, de largos periodos de cierre. De hecho, las verdaderas pruebas Isocronales han probado ser imprácticas como tipo de pruebas para muchos pozos. Con el propósito de acortar los tiempos de prueba, se propuso desarrollar las pruebas Isocronales modificadas, las cuales se realizan empleando periodos de cierre igual a los periodos de flujo, lo cual proporcionó resultados satisfactorios. En este tipo de pruebas se emplean las presiones de cierre inestabilizadas para calcular la diferencia de la relación de presiones para el próximo gasto. Las pruebas Isocronales modificadas han sido empleadas extensivamente en yacimientos de baja permeabilidad, debido a que permiten "salvar" tiempo y dinero. Además, han probado ser una excelente aproximación de las pruebas Isocronales verdaderas.
Procedimiento de campo de las pruebas isocronales modificadas: 1) Cerrar el pozo para estabilizar la presión de cierre (lo suficiente para obtener una buena estimación de la presión estática del yacimiento). 2) Abrir el pozo con un estrangulador pequeño, de 6/64 pg y dejar fluir al pozo durante doce horas. 84
3) Al final de éste período de flujo, registrar el gasto y la presión de fondo fluyendo. 4) Cerrar el pozo durante 12 horas. 5) A final del período de cierre, registrar la presión. Esta presión de cierre se utilizará en el análisis como una estimación de la presión estática para el segundo período de flujo. 6) Abrir el pozo con un estrangulador con un diámetro ligeramente mayor, 8/64 pg y dejar fluir al pozo durante doce horas. 7) Al final de éste período de flujo, registrar el gasto y la presión de fondo fluyendo. 8) Cerrar el pozo durante doce horas, registrar la presión de fondo del pozo (para ser usada como una aproximación de la presión estática para el próximo período de flujo). 9) Repetir los pasos 6, 7 y 8 utilizando progresivamente diámetros de estrangulador mayores. Para cada período de flujo, la presión estática aproximada se utilizará en el análisis. Esto es, la presión de cierre existente justo antes de iniciar el período de flujo. La presión de fondo fluyendo es la que se encuentra al final de cada período de flujo, aunque la estabilización no haya ocurrido. 10) Estos cuatro puntos son graficados en la misma forma descrita para pruebas convencionales de contrapresión. 11) Realizar un quinto período de flujo hasta que la estabilización ocurra. Se puede utilizar un nuevo diámetro de estrangulador o uno de los previamente utilizados. Para el análisis, se utiliza la presión de fondo fluyendo estabilizada así como también el gasto al final del período de flujo. Esto permitirá obtener un punto a condiciones estabilizadas. 12) Graficar el punto estabilizado, y dibujar una línea a través de este punto paralela a la línea trazada a través de los cuatro puntos anteriores. Esta línea a lo largo del punto estabilizado es la curva de capacidad estabilizada para este pozo.
PROCEDIMIENTOS Y/O MEDIDAS DE SEGURIDAD A SEGUIR EN LAS PRUEBAS DE POZOS (WELL 85
TESTING) PROCEDIMIENTOS DE SEGURIDAD a) En la preparación del trabajo Antes de comenzar cualquier prueba de pozo se debe realizar una reunión de seguridad con el personal involucrado en la prueba (Demás Empresas involucradas). Los objetivos de la prueba y los procedimientos de emergencia deben discutirse con todo el personal. Una reunión de seguridad debe realizarse a intervalos regulares durante el tiempo de duración del trabajo. Generalmente, se encuentran dos clases de pozos: los pozos estándars y los pozos corrosivos. Para los trabajos en ambos tipos de pozos, las mismas regulaciones de seguridad deben ser respetadas durante el trabajo. Por ejemplo: uso del equipo de protección personal presencia de extintores en el sitio de la prueba disponibilidad de suministros médicos de primeros auxilios en la locación. NORMAS GENERALES Realizar el Risk Assessment (Análisis de Riesgos) y solicitar en todas las operaciones a realizar en el contrato, el permiso de trabajo. La locación debe ser inspeccionada antes de comenzar las operaciones, para identificar posibles riesgos potenciales. Las líneas de drenaje de la válvula de relevos deben ir ancladas y entre el choque y el separador deben ir en amarre en caso de una sobrepresión evitar que las mismas se muevan de manera descontrolada. Los equipos debe estar aterrados. Los quemadores estarán a 150 metros de distancia con respecto al pozo, dependiendo de la topografía de la 86
planchada. Es un asunto obligatorio y de rutina, probar todo el equipo con presión, aun cuando la mayoría o todos los componentes hayan sido probados en la base antes de ser de trasladados hacia la locación. La prueba debe ser realizada con agua y no con Diesel (o cualquier otro fluido combustible) Está absolutamente prohibido probar el equipo con la presión de la Cabeza de Pozo (las válvulas en la cabeza de pozo pueden tener fugas especialmente cuando se usa una válvula de compuerta para regular presión) Colocar cintas de seguridad alrededor del área de prueba. No pararse nunca en la línea cuando el equipo se esté probando. (Un tapón una brida ciega pueden fallar y ser lanzadas a una distancia considerable y por consiguiente causar severos daños) Cuando se detecte una fuga, ésta debe ser reportada, localizada y reparada. Se debe probar de nuevo el equipo antes de ser usado. En general, se utiliza un acero resistente al H2S en la fabricación de tuberías y equipos. Este acero es más blando que el acero convencional y por lo tanto debe realizarse una inspección adicional, en especial para evitar el lavado de los codos. Nunca, bajo ninguna circunstancia, halar un niple/válvula hacia arriba, ni martillar sobre una unión, mientras estos se encuentren bajo presión. Dejar un espacio libre para colocar la tubería, etc., durante el armado. Cuando en las Pruebas de Pozo hay presencia de H2S: No gas (Sin importar cuán pequeña sea la cantidad), debe liberarse a la atmósfera a menos que sea quemado. Usar siempre aire comprimido o nitrógeno para pilotear un separador que trabaje en presencia de un medio rico en H2S. Usar en todo momento los equipos de protección personal: cascos, botas, guantes y lentes de seguridad. Todos los miembros del equipo de Well Testing deberán conocer cómo operar los diferentes dispositivos o 87
aparatos de seguridad. El Supervisor de Campo es el responsable de la operación de las válvulas de la cabeza de pozo, de la línea de flujo y el manifold. Los operadores deben asistirle en estas operaciones bajo su directa instrucción. El equipo de operadores de la empresa, bajo la dirección del Jefe de Operadores, será el responsable de la operación de todas las válvulas. Siempre que se cambien los orificios o se prueben los medidores de un separador con presencia de H2S, es obligatorio respirar el aire proveniente de las botellas de aire comprimido. Abrir siempre el pozo suavemente usando la válvula superior maestra. En la medida de lo posible, usar la Válvula de Seguridad Remota-Controlada (piloteada) La Válvula de Seguridad debe estar siempre instalada del lado de alta presión de la caja del choke manifold. No usar herramientas o martillos de acero para apretar o ajustar conexiones. Es preferible usar aleaciones (latón) Usar implementos de seguridad cuando se trabaje con el calentador. En el flotador, usar suficientes chicksans que permitan la compensación del peso máximo. Nunca permitir fuegos o luces libres dentro de los perímetros de seguridad. Realizar siempre las pruebas de presión antes de abrir el pozo. Bajo ninguna circunstancia el pozo debe ser cerrado aguas-abajo de la válvula de la Línea de Flujo del Cabezal de Pozo. Cuando dos o más personas son llamadas para trabajar al mismo tiempo y realizar la misma instalación, observar y estar atento uno del otro. Cada equipo que trabaje en lugares o locaciones aisladas (onshore), debe llevarse un maletín de primeros auxilios. Cuando se diseñe o designe el esquema de las Pruebas de Pozo (Well Testing), asegurarse de que los equipos 88
planificados o asignados puedan resistir o manejar la máxima presión proveniente de la Cabeza de Pozo (en la revisión de contrato) Todos los miembros del equipo de Well Testing deben conocer cómo cerrar el pozo en condiciones de emergencia. Todos los vehículos deben ubicarse a una distancia segura de los equipos de prueba. El derrame de hidrocarburos debe ser evitado. Antes de proceder a desarmar, las líneas deben ser succionadas completamente colocando bandejas para los derrames durante la desconexión de los tubos. Adicionalmente, a continuación se mencionan algunos procedimientos y/o normas que deben seguirse en la operación y/o manipulación de los equipos más significativos que conforman el sistema de Prueba de Pozo en Superficie: CHOKE MANIFOLD Sujetar firmemente el choke manifold a la estructura del equipo o a otra base sólida. No utilizar nunca los chokes ajustables como una válvula. No fluir nunca el pozo a través del choke manifold sin haber instalado los chokes. Los chokes ajustables se deben usar solamente para períodos de tiempo cortos ya que estos son propensos a erosionarse (debido a su configuración interna y restricción al flujo por materiales abrasivos como arena/sedimentos) Examinar frecuentemente el “lavado y deterioro” del choke ajustable. Asegurar suficientemente los chicksans o tuberías instaladas entre el choke manifold y la cabeza de flujo para dejar maniobrabilidad (permitir expansión). Los chicksans se deben encadenar siempre que sea posible hacia abajo (particularmente a codos) y debe sujetarse a un cable de seguridad línea/cadena conectando las juntas individualmente. El choke manifold se debe elegir de tal manera que contrarreste una presión mayor que la presión máxima 89
de cierre calculada. No pararse en una línea con válvulas mientras se esté liberando presión. No golpear las uniones con medidores instalados en el choke manifold (los medidores son delicados y pueden ser fácilmente dañados por tales golpes) SEPARADOR Revisar la validez de la documentación oficial de la prueba del separador durante la preparación del trabajo. Los separadores deben probarse a presión y ser certificados por una autoridad reconocida cada tres (3) años o conforme a las regulaciones locales o condiciones específicas Examinar siempre el montaje y funcionamiento de la válvula de seguridad antes de iniciar las operaciones. Examinar el disco de ruptura (revisar su condición). Evaluar su practicidad en la prueba desarrollada. Revisar que las válvulas de control de gas estén en posición “abierta”, antes de que haya flujo dentro del separador; especialmente en pruebas de gas o crudo con una alta relación gas-aceite (GOR) No probar el separador con presión si hay un plato de orificio instalado. No presurizar el separador con aire comprimido para desplazar el crudo. Desocupar el depósito de todos los fluidos antes de transportarlo. Desviar el flujo del separador durante cualquier período de limpieza. No utilizar nunca el separador como un choke. Las válvulas tapón y de bola son difíciles de abrir cuando están bajo presión diferencial. Cuando estén descargando las líneas, siempre levantarse y volverse para observar que el gas no esté siendo absorbido por el aire de los ventiladores. No colgarse del DANIEL cuando se esté cambiando un plato de orificio. No iniciar el flujo hacia el separdor con un plato de orificio instalado. 90
Cuando se esté desviando el flujo, asegurarse de que la secuencia de apertura y cierre de válvulas sea llevada a cabo, en forma correcta y planeada. La nueva ruta de flujo debe estar estabilizada con todas las válvulas relacionadas abiertas completamente, antes de cerrar la vía de flujo de la ruta original. Instalar medidores de presión aguas arriba de la válvula de descarga. Instalar siempre un medidor de presión de reserva. Uno solo puede fallar y por lo tanto traer consecuencias potencialmente peligrosas. TANQUE DE CALIBRACION (GAUGE TANK) Conectar siempre una manguera de salida al tanque. Cerrar todas las compuertas y orificios en el tanque. Asegurarse de que ninguna de las miras de vidrio o de plástico (visores), estén rotas. No fluir dentro del tanque líquidos que contengan H2S. No fluir nunca el pozo directamente al tanque. No fluir líquidos que tengan un alto GOR dentro del tanque. No llenar totalmente el tanque (75% es lo máximo). Los tanques deben estar equipados con un atrapallamas. Limpiar y drenar frecuentemente los extintores de llama. No debe haber ninguna conexión o comunicación potencial entre la manguera de salida y la línea de encendido. La máxima rata de flujo dentro del tanque es de 200 bbl/día. Cualquier tipo de gas residual dentro del tanque, se debe evacuar con vapor antes de asear el interior de éste. El equipo de respiración es obligatorio cuando se trabaje dentro de un tanque. TANQUE DE SURGENCIA (SURGE TANK) Examinar la validez del documento oficial de la prueba del tanque de agitación durante la preparación del trabajo. 91
Revisar la instalación y operación de la válvula de seguridad antes de iniciar las operaciones de prueba. Inspeccionar la condición del disco de ruptura. Asegurarse de que haya un flujo restringido disponible antes de que haya flujo dentro de él, (baja presión en las vasijas). Desocupar el recipiente de líquidos antes de que haya flujo hacia él. Tener cuidado con los residuos de H2S. Cualquier gas residual (particularmente los que contienen H2S) deben ser evacuados con vapor antes de limpiar el interior del tanque. Los aparatos de respiración son obligatorios cuando se entre o trabaje en el interior del tanque. BOMBA DE TRANSFERENCIA No maniobrar nunca el interruptor de la bomba con la caja de encendido abierta. Revisar la dirección de rotación y la válvula de seguridad de la bomba. No instalar nunca la bomba de transferencia en la línea inmediatamente después del separador. NOTA: Estas consideraciones están dadas por la presión del separador y la longitud de la línea de flujo. BOMBA MULTIPLE (PARA GAS) Localizar el múltiple en un lugar fácilmente accesible sobre una base sólida. Asegurarse de que la secuencia de apertura y cierre de válvulas del múltiple sea planeada y correcta. No utilizar nunca una barra “trampa” ni forzar las válvulas excesivamente al abrirlas o cerrarlas. No utilizar nunca mangueras flexibles entre el separador y la bomba múltiple. No pueden ser instaladas válvulas en la línea de gas después del múltiple. Abrir siempre una válvula totalmente antes de cerrar la otra. QUEMADOR Informar al Supervisor encargado de la prueba antes de 92
iniciar el fuego. Observar constantemente la dirección del viento. Mientras el quemador este en operación, usar protectores auditivos al igual que el equipo de seguridad normal. No impedir la entrada de fuego al piloto mientras se esté quemando. Durante una operación de quemado tener siempre a dispocisión facilidades para combatir el fuego. Durante el quemado, ajustar los porcentajes de agua y aire para evitar la contaminación. Mantener un adecuado suministro de propano para la llama del piloto.
TUBERIA: Examinar que la tubería sea correctamente elegida para el trabajo. Probar la tubería con presión antes de cada trabajo. Revisar internamente la tubería para asegurarse que esté libre de obstrucciones. No arrojar tuberías ni codos (los hilos de las roscas se dañan fácilmente) No golpear uniones ni tubería mientras estén bajo presión. Como la tubería es pesada, pedir ayuda cuando se esté levantando. Examinar la erosión y la corrosión de los codos. Los “chicksans” deben ser encadenados siempre que sea posible (particularmente a los codos) y debe sujetarse un cable de seguridad línea/cadena conectando cada unión individualmente. Examinar cuidadosamente las uniones y reemplazar todos los sellos dañados o que se sospeche estén dañados. Durante el armado tener en cuenta la “expansión” causada por los efectos de presión/temperatura. ELEMENTOS TOXICOS MAS COMUNES EN PRUEBAS DE POZO
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Durante la realización de las pruebas de pozo en superficie, están presentes una serie de compuestos químicos (la mayoría de ellos dañinos), de los cuales se hace necesario conocer sus efectos tóxicos y los primeros auxilios que se deben suministrar cuando se presente una eventualidad que los involucre. A continuación se mencionan algunos de los más importantes: Nitrato de Plata Precaución: Evitar el contacto con la piel y con los ojos. Efectos tóxicos: Los sólidos y sus soluciones irritan severamente los ojos y la piel, pudiendo causar quemaduras. Si se ingiere en forma oral, el nitrato de plata puede causar daños internos por la absorción (concentración) en la sangre y la posterior deposición de la plata en los tejidos del cuerpo. Reacciones peligrosas: Reacciona con acetileno en presencia de amoníaco formando un poderoso detonador. Con el amoníaco forma un precipitado explosivo, razón por la cual, el nitrato de plata debe ser almacenado lejos del carburo y del amoníaco. Primeros Auxilios: Salpicaduras en la piel y en los ojos: Lavar abundantemente el área afectada con abundante agua corriente hasta que se retire todo el químico que estaba en contacto con la piel o los ojos. Quitarse todo el vestuario contaminado, asegurándose de no causar una contaminación adicional a la piel. Solicitar asistencia médica, si es necesario. Cromato de Potasio Irrita los ojos, el sistema respiratorio y la piel. Puede causar sensibilización al contacto con la piel. Efectos tóxicos: El polvo irrita el sistema respiratorio y severamente a los ojos. Si se ingiere hay irritación y lesiones internas. La exposición frecuente al polvo puede causar ulceración en la piel. Primeros Auxilios 94
Contacto con la piel Lavar abundantemente el área afectada con grandes cantidades de agua corriente hasta retirar todo el químico que estaba en contacto con la piel. Quitarse todo el vestuario contaminado, asegurándose de no causar una contaminación adicional a la piel. Solicitar asistencia médica, si es necesario. Contacto con lo ojos Lavar abundantemente los ojos con grandes cantidades de agua fresca corriente, con un grifo o con un frasco de loción para los ojos. Asegurarse que el agua llene el globo ocular abriendo los párpados mediante una suave presión para mantenerlos separados hasta completar el tratamiento. Solicitar ayuda médica. Todas las salpicaduras a los ojos deben ser examinadas rigurosamente Dar detalles de la causa de la lesión Ingestión bucal: Solicitar asistente médica inmediatamente.-No provocar el vómito. Inhalación del polvo: Solicitar asistencia médica y dar detalles acerca de lo que ha inhalado. Disposición de derrames: Utilizar protectores oculares contra el polvo y guantes de PVC especiales para estas ocasiones Recoger con una pala el derrame e introducirlo en un jarro donde se diluirá con agua Lavar el sitio con agua abundante Lavar muy bien la parte del vestuario que se haya mojado con la solución. Gases Tóxicos (H2S) En la tabla No.4, se describen algunas características de diferentes concentraciones de H2S y sus respectivos efectos Tabla No. 4: Efectos producidos por diferentes 95
concentraciones de H2S %
Ppm
0.0 01 0.0
10
02 0.0 1 0.0 2 0.0 5 0.0 7
20 100 200 500 700
EFECTOS Olor evidente y desagradable (huevo podrido) “Sin peligro” para 8 horas de exposición. Mata al aspirar de 3 a 5 minutos. Puede existir comezón en los ojos y garganta. Mata al aspirar rápidamente. Comezón. Vértigo. La respiración cesa en pocos minutos. Requiere de pronto suministro Inconciencia instantánea, seguida de muerte en minutos.
a) Propiedades del H2S Mortal, gas extremadamente tóxico, incoloro, más pesado que el aire, tiende a depositarse en áreas bajas. Arde con llama azul, produciendo anhídrido sulfuroso (SO2) Es altamente corrosivo en ciertos metales. Su olor es similar al de huevos podridos (solamente en pequeñas concentraciones). Rápidamente se amortigua el olor. Más mortal que el Monóxido de Carbono (CO) y casi tan tóxico como el Cianuro de hidrógeno (HCN) b) Medidas para hacer frente al H2S Una vez que el operador conozca el tipo de H2S presente y la manera de cómo actuar frente a él, no existe ninguna razón para el pánico. Las siguientes reglas son aplicables cuando se trabaje en presencia de H2S: Programa de entrenamiento personal Abrir líneas de comunicación con el público y agencias reglamentarias adecuadas. Plan de contingencia. Diagnóstico en la localización. Colocación adecuada y apropiada del equipo de seguridad. 96
Personal instruido. Responsabilidad en la ejecución (trabajar siempre acompañado) Conocimiento de las condiciones de trabajo. Procedimientos de emergencia. Apego a todas las prácticas de trabajo seguro. c) Medidas Adicionales de Seguridad En el sitio de trabajo, deben tomarse en cuenta y/o efectuar lo siguiente: Examinar la “condición” de las señales y observar las alarmas audiovisuales. Revisar la dirección del viento. Observar al personal y la actividad que se esté ejecutando. Localizar al supervisor e informarle de la presencia de H2S en el sitio Entrar en el sitio de trabajo lentamente (no “arrojar las precauciones al viento”, éstas pueden contener H2S) Se deben definir mínimo dos rutas alternativas de escape (preferiblemente carreteras) El H2S es más pesado que el aire, por lo tanto, evitar las áreas bajas. Mantener y observar las señales de advertencia. Planear y mantener un sistema de comunicación seguro. Localizar las estaciones de emergencia Durante una emergencia, todo el personal se reunirá en la estación para recibir instrucciones. Después de que “Todo esté claro”, reabastecer las botellas de aire puro. Cuando se estén aliviando los lubricadores, cajas Daniel, etc., el personal operador deberá permanecer en movimiento. Llevar siempre una careta de escape, usada solamente para emergencia. Cuando las condiciones de H2S en el aire son también altas, usar una botella de respiración 97
pura. No fluir líquidos que contengan H2S a un tanque atmosférico aforado. Revisar que todos los equipos usados sean a prueba de H2S (no debe existir conexiones roscadas en el sistema) d) Sugerencias Adicionales para Ayudar a Personas Atacadas con H2S No ayudar a una víctima sin estar completamente equipado para hacerlo (muchos auxiliadores podrían ser víctimas también) Informar cuanto antes a otras personas de lo que piensa hacer. Si es posible utilizar una línea personal (cuerda) la cual puede ayudar a salvar la vida del posible auxiliador. No utilizar nunca la bala de óxido que utiliza el soldador. Recordar que los humanos solo respiran el 21% de Oxígeno y 78 % de Nitrógeno. Los compresores de aire pueden ser utilizados en una emergencia pero hay que filtrar el aire antes de usarlo. CONDICIONES CORROSIVAS EN LA PRODUCCION DE GAS Y PETROLEO Los problemas de corrosión suelen ocurrir en perforaciones o en la producción de gas y petróleo. Puede ser causado por: A. Corrosión suave. B.Corrosión ácida. A. Corrosión Suave La corrosión suave es causada por el Dióxido de Carbono (CO2), el cual se disuelve en la fase líquida, dependiendo de la presión parcial. Un PH considerablemente bajo, trae como resultado un ambiente altamente corrosivo. La presión parcial es determinada multiplicando el volumen de CO2 en porcentaje por la presión del gas en atm., del sistema. Esto puede causar o bien una corrosión uniforme, 98
desintegrando el material, o una corrosión en anillo. La magnitud de la corrosión suave puede estar expresada de la siguiente manera: Tabla No. 5: Forma de expresar la presencia de Corrosión Suave Presión Parcial
Denominación
Por encima de 2 atm.
Corrosión seria
Entre 0.5 y 2 atm.
A veces hay Corrosión
Por debajo de 0.5 atm.
No hay corrosión
Como la prueba de producción es generalmente de corta duración, se considera que la corrosión suave no tiene importancia aquí. B. Corrosión Acida La corrosión ácida es causada por la presencia de H2S y humedad en el flujo de producción, incluso cuando dicha presencia no sea considerable. Puede manifestarse de la siguiente forma: B.1 Fractura por corrosión (presencia de Sulfato de Hidrógeno) Este tipo de corrosión causa fractura del material el cual eventualmente falla bajo cargas o esfuerzos internos; la falla puede ocurrir en cualquier momento durante el trabajo e incluso inmediatamente después de ponerlo en servicio. B.2 Fractura o Material quebradizo El hidrógeno derivado del Sulfato de Hidrógeno, por efecto de la reacción química, quiebra (agrieta) el material, lo que trae como consecuencia que la falla tenga lugar en corto tiempo, incluso en horas. B.3 Corrosión Uniforme La superficie del metal es atacada de una manera bastante uniforme, con desintegración ocasional. La 99
destrucción por el hidrógeno ocurre cuando la presión parcial de H2S en el gas es mayor que 0.01 atm. Por debajo de este valor, el efecto cae rápidamente, y para presiones menores que 0.001 atm. no es peligroso. La corrosión por efecto de H2S (bajo esfuerzo) ocurre en metales que tienen una dureza mayor que 22 RC (237 Brinell). En el caso donde se presentan altos o elevados esfuerzos, es posible que ocurra este tipo de corrosión para durezas menores que 22 RC. Para combatir la corrosión ácida el uso de un inhibidor puede ser arriesgado, cuando la falla más pequeña pueda llevar directamente a una fractura/destrucción. La selección de materiales adecuados es la mejor defensa, aunque el costo sea alto. MATERIALES ACEPTADOS SERVICIO CON H2S
Y
NO
ACEPTADOS
PARA
ACEPTADOS API grado J.55, K.55, L.80; C.75: Material preferiblemente tipo 2 con un máximo de dureza de 22 RC Aceros de baja aleación con una dureza máxima de 22 RC Aceros templados serie 300. Máxima dureza de 22 RC K-Monel, rolado en caliente y envejecido. Máxima dureza de 35 RC Inconel e Inconel X, con máxima dureza de 35 RC Endurecidos con stellites, carburo de colmonoy y tungsteno. Material base, con máxima dureza 22 RC Aceros 9% Cr – 1% Mo, templados con una dureza máxima de 22 RC. Aceros A-286 con una dureza máxima de 35 RC Hastelloy B y Hastelloy C NO ACEPTADOS Aceros con un contenido de níquel mayor al 1% Aceros serie 400 Aceros endurecidos por precipitación Aceros trabajados en frío (menor 1000 F) 100
Cobre, aleaciones de cobre Aceros maquinados en frío (Conteniendo azufre y plomo) Aceros esforzados ASPECTOS FINALES A TENER EN CUENTA Dentro de los aspectos finales que se deben tener en consideración tenemos: Las actividades de pruebas en superficie de Pozos deben ser consideradas actividades críticas que requieren atención permanente. Las pruebas de pozos involucran no solamente los operadores de los equipos sino a otro tipo de personal (compañías de servicios y clientes) que puedan desarrollar otra labor en la misma localización. Esta condición sugiere que exista una comunicación directa, constante y oportuna para el manejo de cualquier inconveniente que se pueda presentar. Los sistemas presurizados representan un riesgo latente. Por esta razón no se debe sobreestimar la capacidad y las condiciones de los equipos ni exceder la confianza durante el desarrollo de operaciones en sistemas presurizados. Se debe asegurar en todas las etapas del proceso, el cumplimiento de los estándares de seguridad mediante procesos de administración y control del riesgo. A pesar de que las pruebas de superficie de pozos son consideradas como críticas, son operaciones igualmente seguras. El desarrollo de las operaciones siguiendo los estándares y procedimientos de seguridad tanto de la empresa de servicio como de nuestros clientes asegurará una ejecución del servicio sin contratiempos operacionales o de seguridad que pueda poner en riesgo la integridad de las personas o de los equipos. La implantación y ejecución de las tareas de seguridad deben aplicarse desde el inicio hasta el final no solamente de la prueba como tal sino de actividades como la distribución y ubicación de los equipos hasta el desarme y transporte de los mismos una vez terminada 101
la prueba. Todas estas actividades deben ser soportadas con sistemas de administración y control de riesgos propios de la empresa o de nuestros clientes y un compromiso de todas las personas involucradas directamente en la ejecución del trabajo o en la administración del servicio para lograr desempeños óptimos de seguridad durante la ejecución de pruebas de superficie de pozos. A pesar que el sistema de pruebas de pozo es un sistema cerrado, se pueden presentar inconvenientes ambientales en mayor o menor grado. Es por ello que debemos considerar los siguientes aspectos: Manejo de los niveles de ruidos generados por el quemador (se deben considerar las comunidades vecinas al pozo) Manejo adecuado de los desechos domésticos e industriales generados. Asegurar una combustión completa libre de crudo en el quemador, operando adecuadamente los niveles del separador. Adicionalmente, es deseable utilizar un atomizador de líquido en el ingreso a la fosa de quema.
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CONCLUSION En base a los datos obtenidos del campo bulo bulo y los métodos de Darcy y jhont bount podemos concluir q si dicho campo no presentase ningun tipo daño skin su caudal de produccion diario sería de 1460 bbl/día. Esto sonsiderando que nuestro campo cuenta con propiedades petrofisicas bajas. Tambien podemos dar a conocer que debido a que las propiedades petrofisicas son bajas, el minimo daño que presente el campo hace que la produccion diaria decresca en un alto rango. (1/3 parte de la produccion sin daño). El tipo de trampa del campo bulo bulo es de tipo estructural anticlinal orientada en sentido sudeste-noroeste donde se tiene tres principales arenas reservorios Robore I, II, y III. El campo bulo bulo es uno de mucha importancia tanto para el departamento de Cochabamba y también para el país, ya que al producir una gran cantidad de Hidrocarburos lo convierte en uno de los principales proveedores de Gas para él funcionamiento de la nueva planta Petro-química que se construye cerca del mismo. Observamos mediante la gráfica que el cálculo por el método de Dracy y de Blount Glaze es exactamente la misma, quiere decir que si es que existe pequeñas fallas entre un método y otro es mínima
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RECOMENDACIONES Realizar trabajos bien diseñados y de manera apropiada para mejorar considerablemente las propiedades petrofísicas del reservorio y con ello tratar de mejorar la producción diaria en caso de que se llegue a contar con daño en su trayecto de vida. Desarrollar un plan de explotación optimizado para la el reservorio de reserva ROBORÉ II, para así ampliar las reservas probadas y poder incrementar la producción nacional de hidrocarburos mediante su explotación responsable y sostenible. Todo personal de trabajo, de operación y de mantenimiento debe ser capacitada y avisar a su inmediato superior antes de realizar alguna maniobra de la prueba" Señalar a un perímetro mínimo de 50m del lugar de trabajo
BIBLIOGRAFÍA Terminación y Reacondicionamiento de Pozos Instituto de Desarrollo profesional y Técnico de PDVSA – CIED. “Explotación Del Gas Y Optimización De La Producción” – Autor: Ing. Jose Luis Rivero Sandoval. “Análisis Nodal En La Optimización De La Producción De Los Pozos Del Campo Colorado” – Autor: Ricardo Jose Díaz Viloria. “Optimización De La Producción Mediante Análisis Nodal” – Autor: Msc. Ricardo Maggiolo.
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“Análisis Nodal y Explotación del Petróleo” – Autor: Ing. Jose Luis Rivero Sandoval. “Análisis del sistema de producción en el campo Paraiso-Biguino-Huachito para determinar el incremento de producción mediante el cambio del Sistema de levantamiento artificial” – Autor: Angela Angulo. “La producción de Hicrocarburos” – Autor: Carlos Santellana. Inyección de agua y gas – Autor: Magdalena París de Ferrer Fundamentos de ingeniería de yacimientos – Autor: Humberto Escobar Terminación y Reacondicionamiento de Pozos Instituto de Desarrollo profesional y Técnico de PDVSA – CIED www.ypfbchaco.com.bo www.oilproduction.net/cms/files/nota_tecnicawellperf ormance_2010.pdf es.scribd.com/doc/22634288/Comportamiento-dePozos es.scribd.com/doc/5218849/PRODUCCION-I-IPR es.scribd.com/doc/17345388/Procedimiento-dePotencial-de-Produccion Apuntes Ingeniero Enrique Cuellar.
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